Determination of Fluid Stability Criteria for Hydraulic Fracturing

Guzel R. Yusupova, Vagiz A. Sirazdinov, Aidar A. Mubarakshin, Maksim S. Abramov, Alina E. Yakusheva, Irik G. Fattakhov

Author details

Guzel R. Yusupova
PJSC TATNEFT named after V.D. Shashin, Almetyevsk, Russian Federation
Vagiz A. Sirazdinov
PJSC TATNEFT named after V.D. Shashin, Almetyevsk, Russian Federation
Aidar A. Mubarakshin
PJSC TATNEFT named after V.D. Shashin, Almetyevsk, Russian Federation
Maksim S. Abramov
PJSC TATNEFT named after V.D. Shashin, Almetyevsk, Russian Federation
Alina E. Yakusheva
PJSC TATNEFT named after V.D. Shashin, Almetyevsk, Russian Federation
Irik G. Fattakhov
PJSC TATNEFT named after V.D. Shashin, Almetyevsk, Russian Federation

https://doi.org/10.15593/2712-8008/2026.2.7

The results of a study examining the effect of freshwater total hardness on the rheological properties of hydraulic fracturing fluids are presented. Currently, the primary type of process fluid used in hydraulic fracturing are water-based compounds – crosslinked guar systems. The advantages of these systems include high effective viscosity, which allows them to effectively retain proppant, and control the viscosity and degradation time of crosslinked systems. Studying the rheological properties of crosslinked gels allows us to evaluate the process parameters of the fluid and its suitability for each specific hydraulic fracturing process. Fresh water from three loading stations used to prepare hydraulic fracturing fluids in the Republic of Tatarstan was sampled for the study. Physicochemical analysis conducted from January to September 2025 revealed a higher total hardness level at loading station 2 compared to loading stations 1 and 3. Results from testing hydraulic fracturing fluids at these sources showed that as total water hardness increases above 500 mg/dm³, the stability of the cross-linked gel deteriorates and the degradation process accelerates, increasing the risk of process complications during hydraulic fracturing. To ensure the required properties of the cross-linked gel, dilution of the working concentrated breaker activator to 20, 30, and 40% is proposed. A series of laboratory studies to select the loading and concentration of the breaker activator confirms the potential for industrial use of a diluted 30% breaker activator for hydraulic fracturing processes. The need for continuous monitoring of water quality parameters that affect the rheological properties of hydraulic fracturing fluids and the parameters of cross-linked gels has been identified. This approach will significantly improve the efficiency of hydraulic fracturing processes and hydrocarbon production.

Keywords

wellhydraulic fracturinghydraulic fracturing fluidcross-linked gelfresh watermineralogical compositiondestructoroxidative destructordestructor activatordestructiondestruction timerheological parametersconcentrationcrackproppant

Определение критериев стабильности жидкости для гидравлического разрыва пласта

Представлены результаты исследования влияния общей жесткости пресной воды на реологические параметры жидкости для гидравлического разрыва пласта (ГРП). На сегодняшний день основным типом технологических жидкостей, используемых при проведении ГРП, являются составы на водной основе – сшитые гуаровые системы. К преимуществам данных систем относят высокую эффективную вязкость, за счет чего жидкости ГРП хорошо удерживают в объеме расклинивающий материал (пропант), регулирование вязкостных параметров и времени деструкции сшитых систем. Исследование реологических характеристик сшитого геля позволяет оценить технологические параметры жидкости и возможность ее применения в каждом конкретном технологическом процессе ГРП. Для проведения исследований была отобрана пресная вода из трех наливных пунктов, которая используется для приготовления жидкостей для ГРП на территории Республики Татарстан. Физико-химический анализ, проведенный с января по сентябрь 2025 г., выявил высокое содержание общей жесткости на наливном пункте 2 по сравнению с наливными пунктами 1 и 3. Результаты тестирования жидкостей для ГРП на данных источниках показали, что с увеличением показателей общей жесткости воды более 500 мг/дм3 ухудшается стабильность сшитого геля и ускоряется процесс деструкции, что повышает риск технологического осложнения при ГРП. Для обеспечения требуемых свойств сшитого геля предложено разбавление рабочего концентрированного активатора деструктора до 20, 30 и 40 %. Выполненный комплекс лабораторных исследований по подбору загрузки и концентрации активатора деструктора подтверждает перспективу промышленного применения разбавленного 30%-ного активатора брейкера для проведения процессов ГРП. Выявлена необходимость постоянного мониторинга показателей качества воды, которые влияют на реологические характеристики жидкостей, применяемых в процессах ГРП, и параметров сшитого геля. Данный подход позволит существенно повысить эффективность процессов ГРП и добычу углеводородов.

Ключевые слова

скважинагидроразрыв пласта (ГРП)жидкость ГРПсшитый гельпресная водаминералогический составдеструкторокислительный деструкторактиватор деструкторадеструкциявремя деструкцииреологические параметрыконцентрациятрещинапропант

Bibliography

1.Nizaev R.Kh. et al. Sovershenstvovanie razrabotki trudnoizvlekaemykh zapasov nefti s primeneniem gidrorazryva plasta (GRP) v gorizontal'nykh skvazhinakh s ispol'zovaniem gidrodinamicheskogo modelirovaniia [Application of horizontal drilling and hydraulic fracturing to enhance low-permeability carbonate reservoir performance]. Neftianaia provintsiia: elektronnyi nauchnyi zhurnal, 2015, no. 3, pp. 55-64. DOI: 10.25689/NP.2015.3.55-64, available at: https://2d5385f0-870f-473ab271-aa454e83c7c1.filesusr.com/ugd/2e67f9_c0f7b5c697e343c3a06c2deaeec1da14.pdf (accessed 7 April 2026). Scholar
2.Burenina I.V. et al. Sovershenstvovanie metodicheskogo podkhoda k planirovaniiu meropriiatii po gidrorazryvu plasta na neftianykh mestorozhdeniiakh [Improving methodological approach to measures planning for hydraulic fracturing in oil fields]. Zapiski Gornogo instituta, 2019, vol. 237, pp. 344-353. DOI: 10.31897/PMI.2019.3.344 Scholar
3.Alen'kin I.A., Zakirov R.R. Vzaimovliianie zhidkostei GRP i tekhnologicheskikh zhidkostei]. [Interference of fracking fluids and process liquids]. Neftianaia provintsiia: retsenziruemoe nauchnoe izdanie setevogo rasprostraneniia, 2024, no. 1 (37), pp. 215-228. DOI: 10.25689/NP.2024.1.215-228, available at: https://vkro-raen.com/files/009/378/348/9378348/original/37-14-I.A.Alenkin.pdf (accessed 7 April 2026). Scholar
4.Bankole K.S., Blauch M. Applications of Oilfield Produced Formation Water for Fracturing Fluid. Research Journal of Applied Sciences, Engineering and Technology, 2014, vol. 7 (11), pp. 2208-2216. DOI: 10.19026/rjaset.7.518 Scholar
5.Z. Xie et al. A State-of-the-Art Review of Hydraulic Fracturing in Geothermal Systems. Sustainability, 2024, vol. 16, no. 24, 11087 p. DOI: 10.3390/su162411087 Scholar
6.Fattakhov I.G. et al. Otsenka riskov provedeniia gidrorazryva plasta v skvazhinakh dlia riada znachenii zenitnogo ugla stvola skvazhiny na osnove statisticheskogo analiza [Estimation of hydraulic fracturing risks, performed in wells for a set of the zenith angle values of a wellbore based on the statistical analysis]. Neftepromyslovoe delo, 2022, no. 2 (638), pp. 31-36. DOI: 10.33285/0207-2351-2022-2(638)-31-36 Scholar
7.Wu Z. et al. Advances and challenges in hydraulic fracturing of tight reservoirs: Acritical review. Energy Geoscience, 2022, vol. 3, no. 4, pp. 427-435. DOI: 10.1016/j.engeos.2021.08.002 Scholar
8.Musin R.Kh., Galieva A.R., Khamitov A.D. Osobennosti transformatsii vo vremeni sostava presnykh podzemnykh vod v Respublike Tatarstan [Transformation of Fresh Groundwater Composition over Time in the Republic of Tatarstan]. Uchenye zapiski Kazanskogo universiteta. Estestvennye nauki, 2023, vol. 165, no. 3, pp. 427-446. DOI: 10.26907/2542-064X.2023.3.427-446 Scholar
9.Daeffler C. et al. Internal viscoelastic surfactant breakers from in-situ oligomerization. SPE International Conference on Oilfield Chemistry, April 8-9, 2019, Galveston, Texas, USA, 2019, SPE-193563-MS. DOI: 10.2118/193563-MS Scholar
10.Li Y. et al. Optimization of Fracturing Fluid and Retarded Acid for Stimulating Tight Naturally Fractured Bedrock Reservoirs. ACS Omega, 2022, vol. 7 (29), pp. 2512225131. DOI: 10.1021/acsomega.2c01612 Scholar
11.Meng Y. et al. Performance Evaluation of Enzyme Breaker for Fracturing Applications under Simulated Reservoir Conditions. Molecules, 2021, vol. 26 (11), 3133 p. DOI: 10.3390/molecules26113133 Scholar
12.Churakov A.V., Pichugin M.N. Sinteticheskie zhidkosti gidrorazryva plasta kak al'ternativa reagentam na osnove guara [Synthetic hydraulic fracturing fluids as an alternative to guar-based reagents]. Neftianoe khoziaistvo, 2022, no. 11, pp. 132-134. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-11-132-134 Scholar
13.Jing C. et al. Artificial neural network-based time-domain interwell tracer testing for ultralow-permeability fractured reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2020, vol. 195, 107558 p. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107558 Scholar
14.Rykov R.A. et al. Kharakteristika kachestvennogo sostava vod malykh rek Nizhnekamskogo munitsipal'nogo raiona Respubliki Tatarstan [Characteristics of the qualitative composition the waters of small rivers the Nizhnekamsk municipal district of the Republic of Tatarstan]. Uspekhi sovremennogo estestvoznaniia, 2022, no. 10, pp. 69-74. DOI: 10.17513/use.37910 Scholar
15.Iasinskii S.V. et al. Sovremennoe sostoianie kachestva vody vodokhranilishch Verkhnevolzhskogo i Kamskogo kaskadov [Current State of Water Quality in the Reservoirs of the Upper Volga and Kama Cascades]. Izvestiia Rossiiskoi akademii nauk. Seriia geograficheskaia, 2024, vol. 88, no. 6, pp. 912-933. DOI: 10.31857/S2587556624060067 Scholar
16.Veil J.A., Clark C. Produced Water Volume Estimates and Management Practices. SPE Production & Operations, 2011, vol. 26, no. 3, pp. 234-239. DOI: 10.2118/125999-PA Scholar
17.Earnden L. et al. Modulation of the Viscosity of Guar-Based Fracking Fluids Using Salts. Energy and Fuels, 2021, vol. 35, no. 19, pp. 16007-16019. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.1c02835 Scholar
18.Sadykov A.M. et al. Vliianie zhidkostei gidrorazryva plasta na ostatochnuiu provodimost' proppantnoi pachki i fil'tratsionnye svoistva nizkopronitsaemykh kollektorov [The influence of various hydraulic fracturing fluids on the residual conductivity of the proppant pack and the filtration properties of low-permeability reservoirs]. Neftianoe khoziaistvo, 2023, no. 7, pp. 52-57. DOI: 10.24887/0028-2448-2023-7-52-57 Scholar
19.Petrov V.A., Lipaev A.A. Problemy, voznikaiushchie pri provedenii GRP, i vozmozhnosti ikh resheniia [Problems Arising During Hydraulic Fracturing and Possibilities for Solving Them]. Upravlenie tekhnosferoi, 2022, vol. 5, iss. 1, pp. 11-21. DOI: 10.34828/UdSU.2022.96.29.002, available at: https://technosphere-ing.ru/files/2021/1702.pdf (accessed 26 March 2026). Scholar
20.Batyrshin E.S. et al. Osobennosti reologii sshitykh guarovykh gelei, primeniaemykh dlia gidrorazryva plasta [Rheological features of guar gum based cross-linked fracturing gels]. Neftianoe khoziaistvo, 2022, no. 11, pp. 127-131. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-11-127-131 Scholar
21.Patutin A.V. et al. Rezul'taty fizicheskogo modelirovaniia gidrorazryva peresekaiushchikhsia skvazhin v neodnorodnom pole napriazhenii [Physical modeling of hydraulic fracturing in cross boreholes in nonuniform stress field]. Fiziko-tekhnicheskie problemy razrabotki poleznykh iskopaemykh, 2024, no. 1, pp. 50-57. DOI: 10.15372/FTPRPI20240106 Scholar
22.Efremov D.V., Bannikova I.A., Baiandin Iu.V. et al. Eksperimental'noe issledovanie reologicheskikh svoistv zhidkostei dlia gidrorazryva plasta [Experimental study of rheological properties of liquids for hydrofracturing]. Vestnik Permskogo universiteta. Fizika, 2020, no. 4, pp. 69-77. DOI: 10.17072/1994-3598-2020-4-69-77 Scholar
23.Efremov D.V. et al. Issledovanie psevdoplasticheskikh svoistv zhidkostei gidrorazryva plasta v shirokom diapazone skorostei sdviga i davlenii [Investigation of the pseudoplastic properties of fluids used for hydraulic fracturing in a wide range of shear rates and pressures]. Vestnik Permskogo universiteta. Fizika, 2023, no. 3, pp. 81-87. DOI: 10.17072/1994-3598-2023-3-81-87 Scholar
24.Kuleshova L.S. Opyt provedeniia mnogozonnogo kislotnogo GRP na mestorozhdenii PAO “Tatneft'” [Experience in Conducting Multi-Zone Hydraulic Fracturing on the Oilfield of PJSC «Tatneft»]. SOCAR Proceedings, 2021, iss. 1, pp. 68-76. DOI: 10.5510/OGP2021SI100511 Scholar
25.Nurgaliev R.Z. Perspektivy primeneniia novykh tekhnologii pri otsenke vliianiia geologo-tekhnologicheskikh riskov [Application prospects for new technologies in geological and technological risk assessment]. Gornyi zhurnal, 2019, no. 4, pp. 36-40. DOI: 10.17580/gzh.2019.04.08 Scholar
26.Mewis J., Wagner N.J. Thixotropy. Advances in Colloid and Interface Scienc, 2009, vol. 147-148, pp. 214-227. DOI: 10.1016/j.cis.2008.09.005 Scholar
27.Li L., Al-Muntasheri G.A., Liang F. A review of crosslinked fracturing fluids prepared with produced water. Petroleum, 2016, vol. 2, no. 4, pp. 313-323. DOI: 10.1016/j.petlm.2016.10.001 Scholar
28.Kolesnik S.V., Efimov M.E. Intensifikatsiia dobychi nefti posredstvom primeneniia zhidkosti gidrorazryva plasta na osnove poliakrilamida [Intensification of oil production through the use of hydraulic fracturing fluid based on polyacrylamide]. Neftepromyslovoe delo, 2023, no. 9 (657), pp. 43-47. DOI: 10.33285/0207-2351-2023-9(657)-43-47 Scholar
29.Silin M.A. et al. Novye sposoby otsenki tekhnologicheskikh svoistv zhidkostei na vodnoi osnove dlia gidrorazryva plasta [Methods for evaluating the technological properties of water-based fracturing fluids]. Neftianoe khoziaistvo, 2022, no. 7, pp. 97-101. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-7-97-101 Scholar
30.Batyrshin E.S. et al. Osobennosti reologii sshitykh guarovykh gelei, primeniaemykh dlia gidrorazryva plasta [Rheological features of guar gum based cross-linked fracturing gels]. Neftianoe khoziaistvo, 2022, no. 11, pp. 127-131. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-11-127-131 – повтор 20 Scholar
31.Xu J. et al. Effect of proppant deformation and embedment on fracture conductivity after fracturing fluid lossи. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2019, vol. 71, 102986 p. DOI: 10.1016/j.jngse.2019.102986 Scholar
32.Njie C.E. et al. Iron Stress Testing of Oilfield Produced Waters and Hydraulic Fracturing Fluids in the Bakken. Journal of Petrochemical Engineering, 2023, vol. 3, no. 2, pp. 60-67. DOI: 10.36959/901/255O Scholar
33.Kern F. et al. Dynamic properties of salt-free viscoelastic micellar solutions. Langmuir, 1994, vol. 10, pp. 1714-1723. DOI: 10.1021/LA00018A018. Scholar
34.Sullivan P.F. et al. Optimization of a Visco-Elastic Surfctant (VES) Fracturing Fluid for Application in High-Permeability Formations. SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Feb. 15-17, 2006, Lafayette, Louisiana, USA, 2006, pp. 753-760, SPE-98338-MS. DOI: 10.2118/98338-MS Scholar
35.Fattakhov I.G. et al. The use of a liquid destructor with flow into the stream during the injection of the fracturing mixture. ETSaP 2020: International Conference on Extraction, Transport, Storage and Processing of Hydrocarbons & Materials, 24-25 August 2020, Tyumen, Russian Federation, 2020, vol. 952, 012044 p. DOI: 10.1088/1757-899X/952/1/012044 Scholar
36.Akramov T.F., Iarkeeva N.R., Samushkova E.S. Analiz effektivnosti primeneniia gidrorazryva plasta na pozdnei stadii razrabotki (na primere neftianykh mestorozhdenii respubliki Bashkortostan) [Effectiveness from fracturing at a late stage of development (on the example Republic of Bashkortostan oil fields)]. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov, 2019, no. 5 (121), pp. 56-63. DOI: 10.17122/ntj-oil-2019-5-56-63 Scholar
37.Vylomov D.D. Podbor al'ternativnoi zhidkosti gidrorazryva plasta v usloviiakh nizkopronitsaemogo gazovogo kollektora turonskogo iarusa [Selection of an alternative hydraulic fracturing fluid in the conditions of a low permeability gas reservoir turonian]. Ekspozitsiia Neft' Gaz, 2023, no. 2 (95), pp. 56-61. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-2-56-61 Scholar
38.Castro-Vera E. et al. Implementation of Low-Residue Polysaccharide Fracturing Fluid System Aids Flowback Recovery at Chicontepec Basin: Field Experiences on Sandstone Tight-Oil Wells. SPE Russian Petroleum Technology Conference, October 26-28, 2015, Moscow, Russia, 2015, SPE-176722-MS. DOI: 10.2118/176722-MS Scholar
39.Ishkin D.Z. et al. Otsenka zony drenirovaniia skvazhiny i effektivnosti sistemy podderzhaniia plastovogo davleniia v nizkopronitsaemom kollektore po dannym analiza minigidrorazryva plasta v uplotniaiushchikh gorizontal'nykh skvazhinakh s mnogostadiinym gidravlicheskim razryvom [Estimation of well drainage radius and reservoir pressure maintenance system efficiency in a tight reservoir by the data obtained by minifrac in the offset horizontal wells with multifrac]. Aktual'nye problemy nefti i gaza: nauchnoe setevoe izdanie, 2022, iss. 2 (37), pp. 175-185. DOI: 10.29222/ipng.2078-5712.2022-37.art13, available at: https://oilgasjournal.ru/issue_37/ishkin.pdf (accessed 7 April 2026). Scholar
40.Stabinskas A.P. et al. Evoliutsiia zhidkosti gidrorazryva plasta: ot guarovykh sistem k sinteticheskim gelliruiushchim polimeram [Evolution of Hydraulic Fracturing Fluid: from Guar Systems to Synthetic Gelling Polymers]. SOCAR Proceedings, 2021, iss. 2, pp. 172-181. DOI: 10.5510/OGP2021SI200599 Scholar
41.Petrov V.A., Lipaev A.A. Problemy, voznikaiushchie pri provedenii GRP, ivozmozhnosti ikh resheniia [Проблемы, возникающие при проведении ГРП, ивозможности их решения]. Upravlenie tekhnosferoi: elektronnyi zhurnal, 2022, vol. 5, iss. 1, pp. 11-21. DOI: 10.34828/UdSU.2022.96.29.002, available at: https://technosphere-ing.ru/files/2021/1702.pdf (accessed 7 April 2026). – gjdnjh 19 Scholar
42.Galkin V.I., Koltyrin A.N. Issledovanie veroiatnostnykh modelei dlia prognozirovaniia effektivnosti tekhnologii gidrorazryva plasta s primeneniem proppanta [Investigation of probabilistic models for forecasting the efficiency of proppant hydraulic fracturing technology]. Zapiski Gornogo instituta, 2020, vol. 246, pp. 650-659. DOI: 10.31897/PMI.2020.6.7 Scholar
43.Zhao M.W. et al. Preparation and performance evaluation of the slickwater using novel polymeric drag reducing agent with high temperature and shear resistance ability. Petroleum Science, 2024, vol. 21, no. 2, pp. 1113-1121. DOI: 10.1016/j.petsci.2023.11.004 Scholar

1.Совершенствование разработки трудноизвлекаемых запасов нефти с применением гидроразрыва пласта (ГРП) в горизонтальных скважинах с использованием гидродинамического моделирования / Р.Х. Низаев [и др.]. – Текст: электронный // Нефтяная провинция: электрон. науч. журнал. – 2015. – № 3. – С. 55–64. DOI 10.25689/NP.2015.3.55-64. – URL: https://2d5385f0-870f-473a-b271-aa454e83c7c1.filesusr.com/ugd/2e67f9_c0f7b5c697e343c3a06c2deaeec1da14.pdf (дата обращения: 07.04.2026). Scholar
2.Совершенствование методического подхода к планированию мероприятий по гидроразрыву пласта на нефтяных месторождениях / И.В. Буренина [и др.] // Записки Горного института. – 2019. – Т. 237. – С. 344–353. DOI: 10.31897/PMI.2019.3.344. Scholar
3.Аленькин, И.А. Взаимовлияние жидкостей ГРП и технологических жидкостей / И.А. Аленькин, Р.Р. Закиров // Нефтяная провинция: рец. науч. издание сетевого распространения. – 2024. – № 1(37). – С. 215–228. DOI: 10.25689/NP.2024.1.215-228. – URL: https://vkro-raen.com/files/009/378/348/9378348/original/3714-I.A.Alenkin.pdf (дата обращения: 07.04.2026). Scholar
4.Bankole, K.S. Applications of Oilfield Produced Formation Water for Fracturing Fluid / K.S. Bankole, M. Blauch // Research Journal of Applied Sciences, Engineering and Technology. – 2014. – Vol. 7(11). – P. 2208–2216. DOI: 10.19026/rjaset.7.518. Scholar
5.A State-of-the-Art Review of Hydraulic Fracturing in Geothermal Systems / Z. Xie [et al.] // Sustainability. – 2024. – Vol. 16, № 24. – P. 11087. DOI: 10.3390/su162411087. Scholar
6.Оценка рисков проведения гидроразрыва пласта в скважинах для ряда значений зенитного угла ствола скважины на основе статистического анализа / И.Г. Фаттахов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 2 (638). – С. 31–36. DOI: 10.33285/0207-2351-2022-2(638)-31-36. Scholar
7.Advances and challenges in hydraulic fracturing of tight reservoirs: Acritical review / Wu Z. [et al.] // Energy Geoscience. – 2022. – Vol. 3, no. 4. – P. 427–435. DOI: 10.1016/j.engeos.2021.08.002. Scholar
8.Мусин, Р.Х. Особенности трансформации во времени состава пресных подземных вод в Республике Татарстан / Р.Х. Мусин, А.Р. Галиева, А.Д. Хамитов // Ученые записки Казанского университета. Серия: Естественные науки. – 2023. – Т. 165, № 3. – С. 427–446. DOI: 10.26907/2542-064X.2023.3.427-446. Scholar
9.Internal viscoelastic surfactant breakers from in-situ oligomerization / C. Daeffler [et al.] // SPE International Conference on Oilfield Chemistry, April 8–9, 2019, Galveston, Texas, USA. – 2019. – SPE-193563-MS. DOI: 10.2118/193563-MS. Scholar
10.Optimization of Fracturing Fluid and Retarded Acid for Stimulating Tight Naturally Fractured Bedrock Reservoirs / Y. Li [et al.] // ACS Omega. – 2022 – Vol. 7(29). – P. 25122–25131. DOI: 10.1021/acsomega.2c01612. Scholar
11.Performance Evaluation of Enzyme Breaker for Fracturing Applications under Simulated Reservoir Conditions / Y. Meng [et al.] // Molecules – 2021. – Vol. 26(11). – P. 3133. DOI: 10.3390/molecules26113133. Scholar
12.Чураков, А.В. Синтетические жидкости гидроразрыва пласта как альтернатива реагентам на основе гуара / А.В. Чураков, М.Н. Пичугин // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 132–134. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-11-132-134. Scholar
13.Artificial neural network-based time-domain interwell tracer testing for ultralow-permeability fractured reservoirs / C. Jing [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – Vol. 195. – P. 107558. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107558. Scholar
14.Характеристика качественного состава вод малых рек Нижнекамского муниципального района Республики Татарстан / Р.А. Рыков [и др.] // Успехи современного естествознания. – 2022. – № 10. – С. 69–74. DOI: 10.17513/use.37910 Scholar
15.Современное состояние качества воды водохранилищ Верхневолжского и Камского каскадов / С. В. Ясинский [и др.] // Известия Российской академии наук. Серия географическая. – 2024. – Т. 88, № 6. – С. 912–933. DOI: 10.31857/S2587556624060067. Scholar
16.Veil, J.A. Produced Water Volume Estimates and Management Practices / J.A. Veil, C. Clark // SPE Production & Operations. – 2011. – Vol. 26, № 3. – P. 234–239. DOI: 10.2118/125999-PA. Scholar
17.Modulation of the Viscosity of Guar-Based Fracking Fluids Using Salts / L. Earnden [et al.] // Energy and Fuels. – 2021. – Vol. 35, № 19. – P. 16007–16019. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.1c02835. Scholar
18.Влияние жидкостей гидроразрыва пласта на остаточную проводимость проппантной пачки и фильтрационные свойства низкопроницаемых коллекторов / А.М. Садыков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 7. – С. 52–57. DOI: 10.24887/0028-2448-2023-7-52-57. Scholar
19.Петров, В.А. Проблемы, возникающие при проведении ГРП, и возможности их решения / В.А. Петров, А.А. Липаев // Управление техносферой. – 2022. – Т. 5, вып. 1. – С. 11–21. DOI: 10.34828/UdSU.2022.96.29.002. – URL: https://technosphere-ing.ru/files/2021/1702.pdf (дата обращения: 26.03.2026). Scholar
20.Особенности реологии сшитых гуаровых гелей, применяемых для гидроразрыва пласта / Э.С. Батыршин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 127131. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-11-127-131. Scholar
21.Результаты физического моделирования гидроразрыва пересекающихся скважин в неоднородном поле напряжений / А.В. Патутин [и др.] // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. – 2024. – № 1. – С. 50–57. DOI: 10.15372/FTPRPI20240106. Scholar
22.Экспериментальное исследование реологических свойств жидкостей для гидроразрыва пласта / Д.В. Ефремов, И.А. Банникова, Баяндин [и др.] // Вестник Пермского университета. Физика. – 2020. – № 4. – С. 69–77. DOI: 10.17072/1994-3598-2020-4-69-77. Scholar
23.Исследование псевдопластических свойств жидкостей гидроразрыва пласта в широком диапазоне скоростей сдвига и давлений / Д.В. Ефремов [и др.] // Вестник Пермского университета. Физика. – 2023. – № 3. – С. 81–87. DOI: 10.17072/1994-3598-2023-3-81-87. Scholar
24.Кулешова, Л.С. Опыт проведения многозонного кислотного ГРП на месторождении ПАО «Татнефть» / Л.С. Кулешова // SOCAR Proceedings. – 2021. – Спец. вып. 1. – С. 68–76. DOI: 10.5510/OGP2021SI100511. Scholar
25.Нургалиев, Р.З. Перспективы применения новых технологий при оценке влияния геолого-технологических рисков / Р.З. Нургалиев // Горный журнал. – 2019. – № 4. – С. 36–40. DOI: 10.17580/gzh.2019.04.08. Scholar
26.Mewis, J. Thixotropy / J. Mewis, N.J. Wagner // Advances in Colloid and Interface Scienc. – 2009. – Vol. 147–148. – P. 214–227. DOI: 10.1016/j.cis.2008.09.005. Scholar
27.Li, L. A review of crosslinked fracturing fluids prepared with produced water / L. Li, G.A. Al-Muntasheri, F. Liang // Petroleum. – 2016. – Vol. 2, № 4. – P. 313–323. DOI: 10.1016/j.petlm.2016.10.001. Scholar
28.Колесник, С.В. Интенсификация добычи нефти посредством применения жидкости гидроразрыва пласта на основе полиакриламида / С.В. Колесник, М.Э. Ефимов // Нефтепромысловое дело. – 2023. – № 9(657). – С. 43–47. DOI: 10.33285/0207-2351-2023-9(657)-43-47. Scholar
29.Новые способы оценки технологических свойств жидкостей на водной основе для гидроразрыва пласта / М.А. Силин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 7. – С. 97–101. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-7-97-101. Scholar
30.Особенности реологии сшитых гуаровых гелей, применяемых для гидроразрыва пласта / Э.С. Батыршин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 11. – С. 127–131. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-11-127-131 Scholar
31.Effect of proppant deformation and embedment on fracture conductivity after fracturing fluid lossи / J. Xu [et al.] // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2019. – Vol. 71. – P. 102986. DOI: 10.1016/j.jngse.2019.102986. Scholar
32.Iron Stress Testing of Oilfield Produced Waters and Hydraulic Fracturing Fluids in the Bakken / C.E. Njie [et al.] // Journal of Petrochemical Engineering. – 2023. – Vol. 3, № 2. – P. 60–67. DOI: 10.36959/901/255O. Scholar
33.Dynamic properties of salt-free viscoelastic micellar solutions / F. Kern [et al.] // Langmuir. – 1994. – Vol. 10. – P. 1714–1723. DOI: 10.1021/LA00018A018. Scholar
34.Optimization of a Visco-Elastic Surfactant (VES) Fracturing Fluid for Application in High-Permeability Formations / P.F. Sullivan [et al.] // SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Feb. 15–17, 2006, Lafayette, Louisiana, USA. – 2006. – P. 753–760. SPE-98338-MS. DOI: 10.2118/98338-MS. Scholar
35.The use of a liquid destructor with flow into the stream during the injection of the fracturing mixture / I.G. Fattakhov [et al.] // ETSaP 2020 |: International Conference on Extraction, Transport, Storage and Processing of Hydrocarbons & Materials, 24–25 August 2020, Tyumen, Russian Federation. – 2020. – Vol. 952. – P. 012044. DOI: 10.1088/1757-899X/952/1/012044. Scholar
36.Акрамов, Т.Ф. Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта на поздней стадии разработки (на примере нефтяных месторождений республики Башкортостан) / Т.Ф. Акрамов, Н.Р. Яркеева, Э.С. Самушкова // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – № 5(121). – С. 5663. DOI: 10.17122/ntj-oil-2019-5-56-63. Scholar
37.Выломов, Д.Д. Подбор альтернативной жидкости гидроразрыва пласта в условиях низкопроницаемого газового коллектора туронского яруса / Д.Д. Выломов // Экспозиция Нефть Газ. – 2023. – № 2 (95). – С. 56–61. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-2-56-61. Scholar
38.Implementation of Low-Residue Polysaccharide Fracturing Fluid System Aids Flowback Recovery at Chicontepec Basin: Field Experiences on Sandstone Tight-Oil Wells / E. Castro-Vera [et al.] // SPE Russian Petroleum Technology Conference, October 26–28, 2015, Moscow, Russia. – 2015. SPE-176722-MS. DOI: 10.2118/176722-MS. Scholar
39.Оценка зоны дренирования скважины и эффективности системы поддержания пластового давления в низкопроницаемом коллекторе по данным анализа мини-гидроразрыва пласта в уплотняющих горизонтальных скважинах с многостадийным гидравлическим разрывом / Д.З. Ишкин [и др.]. – Текст: электронный // Актуальные проблемы нефти и газа: науч. сетевое издание. – 2022. – Вып. 2(37). – С. 175–185. DOI: 10.29222/ipng.2078-5712.2022-37.art13 – URL: https://oilgasjournal.ru/issue_37/ishkin.pdf (дата обращения: 07.04.2026). Scholar
40.Эволюция жидкости гидроразрыва пласта: от гуаровых систем к синтетическим геллирующим полимерам / А.П. Стабинскас [и др.] // SOCAR Proceedings. – 2021. – Спец. вып. 2. – С. 172–181. DOI: 10.5510/OGP2021SI200599. Scholar
41.Петров, В.А. Проблемы, возникающие при проведении ГРП, ивозможности их решения / В.А. Петров, А.А. Липаев // Управление техносферой: электрон. журнал. – 2022. – Т. 5, вып. 1. – С. 11–21. DOI: 10.34828/UdSU.2022.96.29.002. – URL: https://technosphere-ing.ru/files/2021/1702.pdf (дата обращения: 07.04.2026). Scholar
42.Галкин, В.И. Исследование вероятностных моделей для прогнозирования эффективности технологии гидроразрыва пласта с применением проппанта / В.И. Галкин, А.Н. Колтырин // Записки Горного института. – 2020. – Т. 246. – С. 650–659. DOI: 10.31897/PMI.2020.6.7. Scholar
43.Preparation and performance evaluation of the slickwater using novel polymeric drag reducing agent with high temperature and shear resistance ability / M.W. Zhao [et al.] // Petroleum Science. – 2024. – Vol. 21, № 2. – P. 1113–1121. DOI: 10.1016/j.petsci.2023.11.004. Scholar

Article information

Published: 14 May 2026
Issue date: 14 May 2026
Issue: Vol. 26, No. 2 (2026)