RU2829680C1

RU2829680C1 - Hydraulic fracturing method

Info

Publication number: RU2829680C1
Application number: RU2024107992A
Authority: RU
Inventors: Владимир Юрьевич Мараков; Татьяна Евгеньевна Харитонова
Original assignee: Акционерное общество "КЛЕВЕР ХИМИКО"
Filing date: 2024-03-27
Publication date: 2024-11-05

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention can be used at deposits of liquid and gaseous minerals. In the formation hydraulic fracturing method, including the fracturing fluid injection into the well and the hydraulic fracturing operation, aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate in concentration of 2.5–15.0 wt.% is additionally introduced into the well in volume of 0.25–3.0 of the volume of fractures formed as a result of hydraulic fracturing. Said aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate is introduced before, after or during pumping of fracturing fluid into the well.

EFFECT: increasing filtration-capacitive characteristics of fractures formed as a result of hydraulic fracturing, increasing permeability of said fractures, preservation of fracturing fluid destruction function, provision of prolonged effect of formation hydraulic fracturing.

2 cl, 5 dwg, 3 tbl

Description

[01] Область техники[01] Field of technology

[02] Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам проведения гидроразрыва нефтяного пласта (ГРП, гидравлический разрыв), и может применяться на месторождениях добычи жидких и газообразных полезных ископаемых.[02] The invention relates to the oil and gas production industry, namely to methods for hydraulic fracturing of an oil reservoir (HF, hydraulic fracturing), and can be used in deposits where liquid and gaseous minerals are extracted.

[03] Уровень техники[03] State of the Art

[04] Гидроразрыв пласта - один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин. Данный метод состоит в том, что в продуктивном пласте на больших глубинах создают трещины, облегчающие приток нефти из пласта в эксплуатационные скважины. Трещины образуются путем закачки в скважину рабочей жидкости (далее - жидкости разрыва) на основе гелей с высокой скоростью при давлении, превышающем горное давление. Сеть созданных трещин улучшает гидравлическую проводимость породы пласта и увеличивает зону дренирования скважины. Как только развитие трещины началось, в жидкость разрыва добавляют расклинивающий материал (проппант), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей. Прежде чем начать добычу из скважины, необходимо удалить жидкость разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей. Если после размещения проппантной пачки полимер остается неразрушенным, то образуется сверхвязкая, трудноудаляемая гелеобразная масса, блокирующая не только пространство трещины, но и поровое пространство призабойной зоны. Восстановление фильтрации в трещине прямым образом влияет на достижение расчетных показателей от проведения операции гидроразрыва пласта. Одним из основных требований к жидкостям является разрушение жидкости разрыва до значения вязкости, сравнимого с вязкостью воды для последующей фильтрации геля из трещины. Однако входящие в состав деструкторы не всегда обеспечивают полное разрушение структур гелей. При неполной деструкции геля понижается относительная проницаемость трещины и остаточный гель может создавать препятствия на пути притока жидкостей, что может привести к существенной потере продуктивности скважины. Это обусловлено тем, что полимеры, входящие в их состав, могут образовывать различные плёнки и мембраны, которые химически связываются как с породой пласта, так и между собой.[04] Hydraulic fracturing is a method of intensifying the operation of oil and gas wells. This method involves creating cracks in the productive formation at great depths, facilitating the flow of oil from the formation into production wells. The cracks are formed by pumping a working fluid (hereinafter referred to as fracturing fluid) based on gels into the well at a high rate under a pressure exceeding the rock pressure. The network of created cracks improves the hydraulic conductivity of the formation rock and increases the drainage zone of the well. As soon as the development of the crack has begun, a wedging material (proppant) is added to the fracturing fluid, which is carried by the fluid into the crack. After the fracturing process is complete and the pressure is released, the proppant holds the crack open and, therefore, permeable to formation fluids. Before starting production from the well, it is necessary to remove the fracturing fluid. Removing the fracturing fluid is very important, since, by reducing the relative permeability, it can create obstacles to the flow of fluids. If the polymer remains undestroyed after the proppant pack is placed, a super-viscous, hard-to-remove gel-like mass is formed, blocking not only the crack space, but also the pore space of the bottomhole zone. Restoring filtration in the crack directly affects the achievement of the calculated indicators from the hydraulic fracturing operation. One of the main requirements for fluids is the destruction of the fracturing fluid to a viscosity value comparable to the viscosity of water for subsequent filtration of the gel from the crack. However, the destructors included in the composition do not always ensure complete destruction of the gel structures. With incomplete destruction of the gel, the relative permeability of the crack decreases and the residual gel can create obstacles to the inflow of liquids, which can lead to a significant loss of well productivity. This is due to the fact that the polymers included in their composition can form various films and membranes that chemically bind both to the formation rock and to each other.

[5] Таким образом, при проведении гидроразрыва пласта важно обеспечить как высокую проницаемость образующихся трещин, так и полное разрушение жидкости разрыва перед добычей пластового флюида.[5] Thus, when carrying out hydraulic fracturing, it is important to ensure both high permeability of the resulting cracks and complete destruction of the fracturing fluid before the extraction of formation fluid.

[6] Наиболее близким аналогом изобретения является способ, описанный в заявке Канады СА2944214А1, 01.10.2015 г, согласно которому способ проведения гидроразрыва пласта включает предварительную обработку жидкости разрыва составом, содержащим пероксид водорода и нитрата аммония; введение обработанной жидкости разрыва в подземный пласт, проведение процесса гидроразрыва пласта.[6] The closest analogue of the invention is the method described in Canadian application CA2944214A1, 10/01/2015, according to which the method for carrying out hydraulic fracturing of a formation includes preliminary treatment of the fracturing fluid with a composition containing hydrogen peroxide and ammonium nitrate; introduction of the treated fracturing fluid into an underground formation, and carrying out the process of hydraulic fracturing of the formation.

[7] Недостатком указанного способа является то, что такой способ направлен только на понижение вязкости жидкости разрыва, но не воздействует на повышение проницаемости образованных в результате гидроразрыва трещин.[7] The disadvantage of this method is that it is aimed only at reducing the viscosity of the fracturing fluid, but does not affect the increase in permeability of the cracks formed as a result of hydraulic fracturing.

[8] Раскрытие сущности изобретения[8] Disclosure of the essence of the invention

[9] Технической проблемой, на решение которой направлено заявленное изобретение, является недостаточная эффективность существующих способов проведения гидроразрыва пласта.[9] The technical problem that the claimed invention is aimed at solving is the insufficient efficiency of existing methods for carrying out hydraulic fracturing.

[10] Технический результат изобретения заключается в повышении фильтрационно-емкостных характеристик образованных в результате гидроразрыва пласта трещин, что обеспечивает повышение проницаемости указанных трещин, при сохранении функции разрушения жидкости разрыва, а также в обеспечении пролонгированного эффекта от проведения гидроразрыва пласта.[10] The technical result of the invention consists in increasing the filtration-capacity characteristics of cracks formed as a result of hydraulic fracturing of the formation, which ensures an increase in the permeability of said cracks, while maintaining the function of destroying the fracturing fluid, as well as ensuring a prolonged effect from carrying out hydraulic fracturing of the formation.

[11] Под разрушением жидкости разрыва следует понимать разрушение указанной жидкости до значения вязкости, сравнимого с вязкостью воды.[11] The destruction of the fracturing fluid should be understood as the destruction of the said fluid to a viscosity value comparable to the viscosity of water.

[12] Указанная техническая проблема решается, а технический результат достигается за счет того, что способ проведения гидроразрыва пласта включает закачку в скважину жидкости разрыва, проведение операции гидроразрыва, при этом дополнительно в скважину вводят водный раствор пероксосольвата фторида аммония в концентрации 2,5 - 15 мас.% в объеме, составляющем от 0,25 до 3,0 объема трещин, образованных в результате проведения операции гидроразрыва.[12] The specified technical problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the method for carrying out hydraulic fracturing of a formation includes pumping fracturing fluid into a well, carrying out the hydraulic fracturing operation, while an aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate is additionally introduced into the well at a concentration of 2.5 - 15 wt.% in a volume of 0.25 to 3.0 times the volume of the cracks formed as a result of the hydraulic fracturing operation.

[13] В частном случае реализации заявленного изобретения:[13] In the particular case of the implementation of the claimed invention:

[14] - водный раствор пероксосольвата фторида аммония вводят до, после или во время закачки в скважину жидкости разрыва.[14] - an aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate is introduced before, after or during the injection of fracturing fluid into the well.

[015] - объем водного раствора пероксосольвата фторида аммония составляет от 0,25 до 3,0 объема трещин, образованных в результате проведения операции гидроразрыва.[015] - the volume of the aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate is from 0.25 to 3.0 of the volume of cracks formed as a result of the hydraulic fracturing operation.

[016] Достижение указанного технического результата обусловлено следующим.[016] The achievement of the specified technical result is due to the following.

[017] В отличии от ближайшего аналога, где состав, которым обрабатывают жидкость разрыва, включает несколько действующих компонентов, таких как пероксид водорода и нитрат аммония, в заявленном способе использован водный раствор пероксосольвата фторида аммония в концентрации от 2,5 до 15,0 мас. %, который является комплексным соединением, содержащим в своем составе фторид аммония и стабилизированный пероксид водорода. При контакте водного раствора пероксосольвата фторида аммония с притрещинной зоной пласта выделяется пероксид водорода и плавиковая кислота (фтороводородная кислота), оказывающие разрушающее влияние на компоненты различных пород, образующих подземный пласт, что увеличивает емкость образованных трещин и их поровое пространство. При концентрации водного раствора пероксосольвата фторида аммония менее 2,5 мас. % разрушение жидкости разрыва до уровня вязкости воды не достигается либо достигается за длительный период, составляющий более 5-ти суток, что не соответствует стандартным требованиям к проведению процесса гидроразрыва пласта на месторождениях. При концентрации водного раствора пероксосольвата фторида аммония более 15,0 мас. % повышается риск осадкообразования, что негативно влияет на проницаемость образованных в результате гидроразрыва пласта трещин.[017] Unlike the closest analogue, where the composition with which the fracturing fluid is treated includes several active components, such as hydrogen peroxide and ammonium nitrate, the claimed method uses an aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate in a concentration of 2.5 to 15.0 wt. %, which is a complex compound containing ammonium fluoride and stabilized hydrogen peroxide. When the aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate comes into contact with the fracture zone of the formation, hydrogen peroxide and hydrofluoric acid (hydrofluoric acid) are released, which have a destructive effect on the components of various rocks that form the underground formation, which increases the capacity of the formed cracks and their pore space. At a concentration of an aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate of less than 2.5 wt. % destruction of the fracturing fluid to the level of water viscosity is not achieved or is achieved over a long period of more than 5 days, which does not meet the standard requirements for the process of hydraulic fracturing in oil fields. At a concentration of an aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate of more than 15.0 wt. %, the risk of sedimentation increases, which negatively affects the permeability of cracks formed as a result of hydraulic fracturing.

[018] Фторид аммония и пероксид водорода, входящие в состав указанного комплексного соединения, снижают вязкость полимерных соединений, что обеспечивает равномерное разрушение остатков жидкостей разрыва как на полисахаридной основе, так и на основе синтетических водорастворимых полимеров. Также указанные компоненты пероксосольвата фторида аммония предотвращают процесс образования мембранных пленок и нерастворимых полимерных сгустков в трещине, что обеспечивает пролонгированный эффект от гидроразрыва пласта.[018] Ammonium fluoride and hydrogen peroxide, which are part of the said complex compound, reduce the viscosity of polymer compounds, which ensures uniform destruction of the remains of fracturing fluids both on a polysaccharide basis and on a synthetic water-soluble polymer basis. Also, the said components of ammonium fluoride peroxosolvate prevent the process of formation of membrane films and insoluble polymer clots in the crack, which ensures a prolonged effect of hydraulic fracturing.

[019] Помимо описанного выше, образованные в результате химической реакции введенного пероксосольвата фторида аммония фторид аммония и пероксид водорода оказывают диспергирующий и растворяющий эффект по отношению к различным породам, образующим пласт, что приводит к повышению фильтрационно-емкостных характеристик, образованных в результате гидроразрыва пласта трещин, следовательно, повышает их проницаемость.[019] In addition to the above, the ammonium fluoride and hydrogen peroxide formed as a result of the chemical reaction of the introduced ammonium fluoride peroxosolvate have a dispersing and dissolving effect in relation to the various rocks that form the formation, which leads to an increase in the filtration-capacity characteristics of the cracks formed as a result of hydraulic fracturing of the formation, and therefore increases their permeability.

[020] Краткое описание чертежей[020] Brief description of drawings

[021] Изобретение поясняется чертежами, где:[021] The invention is illustrated by drawings, where:

[022] На фиг. 1 и фиг. 2 представлены результаты компьютерной томографии исследуемого образца до и после воздействия на него способом в соответствии с заявленным изобретением;[022] Fig. 1 and Fig. 2 show the results of a computed tomography scan of the test sample before and after exposure to the method in accordance with the claimed invention;

[023] На фиг. 3 и фиг. 4 представлены результаты компьютерной томографии исследуемого образца по изменению емкости продольной трещины до и после воздействия на него способом в соответствии с заявленным изобретением;[023] Fig. 3 and Fig. 4 show the results of a computer tomography of the test sample for changes in the capacity of a longitudinal crack before and after exposure to it by the method in accordance with the claimed invention;

[024] На фиг. 5 представлена диаграмма распределения пор в зависимости от их размера и диаметра до и после воздействия на него способом в соответствии с заявленным изобретением.[024] Fig. 5 shows a diagram of the distribution of pores depending on their size and diameter before and after exposure to the method in accordance with the claimed invention.

[025] Осуществление изобретения[025] Implementation of the invention

[026] Заявленный способ проведения гидроразрыва пласта может быть использован на различных месторождениях, представленных как карбонатными, так и терригенными породами, в том числе для низкопроницаемых коллекторов, представленных баженовской, пальяновской свитой, доманиковыми отложениями.[026] The claimed method for carrying out hydraulic fracturing can be used in various deposits represented by both carbonate and terrigenous rocks, including low-permeability reservoirs represented by the Bazhenov, Pal'yanovskaya suites, and Domanik deposits.

[027] Операцию гидроразрыва пласта осуществляют известным из уровня техники специалисту способом. Например, с помощью насосных агрегатов в скважину закачивают жидкость разрыва со скоростью, превышающей скорость ее поглощения пластом. Давление жидкости разрыва возрастает до тех пор, пока в породе не образуется трещина. Далее при необходимости, в зависимости от пластовых условий, в трещину вводят расклинивающий материал (проппант). Жидкость разрыва представляет собой, преимущественно, водный раствор полимеров или любые другие загущенные жидкости, используемые в качестве жидкости разрыва.[027] The hydraulic fracturing operation is carried out in a manner known to a specialist from the prior art. For example, using pumping units, fracturing fluid is pumped into the well at a rate exceeding the rate at which it is absorbed by the formation. The pressure of the fracturing fluid increases until a crack forms in the rock. Then, if necessary, depending on the formation conditions, a proppant is introduced into the crack. The fracturing fluid is primarily an aqueous solution of polymers or any other thickened liquids used as fracturing fluid.

[028] Закачку водного раствора пероксосольвата фторида аммония в скважину осуществляют до, после или во время закачки жидкости разрыва любым известным в данной области специалисту способом, например, с использованием насосно-компрес-сорных труб.[028] The injection of an aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate into the well is carried out before, after or during the injection of fracturing fluid by any method known to a specialist in this field, for example, using tubing.

[029] Для приготовления водного раствора пероксосольвата фторида аммония в концентрации от 2,5 до 15,0 мас. % пригодна любая вода - пресная, минерализованная, пластовая и т.д., или их смеси. Объем водного раствора пероксосольвата фторида аммония рассчитывают индивидуально в зависимости от пластовых условий и объема обрабатываемых трещин. Предпочтительно, объем вводимого в скважину водного раствора пероксосольвата фторида аммония составляет от 0,25 до 3,0 объема образованных в результате гидроразрыва трещин.[029] Any water - fresh, mineralized, formation water, etc., or mixtures thereof - is suitable for preparing an aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate in a concentration of 2.5 to 15.0 wt.%. The volume of the aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate is calculated individually depending on the formation conditions and the volume of the fractures being treated. Preferably, the volume of the aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate introduced into the well is from 0.25 to 3.0 times the volume of the fractures formed as a result of hydraulic fracturing.

[030] За счет химической реакции между компонентами жидкости разрыва и водным раствором пероксосольвата фторида аммония снижается вязкость жидкости разрыва до значений вязкости воды, после чего скважину промывают водой и выводят продукты реакции. Дополнительных операций по удалению жидкости разрыва и дополнительного раствора не требуется.[030] Due to the chemical reaction between the fracturing fluid components and the aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate, the viscosity of the fracturing fluid is reduced to the viscosity of water, after which the well is flushed with water and the reaction products are removed. No additional operations are required to remove the fracturing fluid and additional solution.

[031] Для подтверждения описанных выше характеристик способа проведения гидроразрыва пласта по изобретению были проведены исследования по определению фильтрационно-емкостных свойств образцов низкопроницаемой горной породы, известной как баженовская свита, при различных давлениях.[031] To confirm the above-described characteristics of the method for carrying out hydraulic fracturing of a formation according to the invention, studies were conducted to determine the filtration-capacity properties of samples of low-permeability rock, known as the Bazhenov formation, at various pressures.

[032] Подготовленный стандартный образец керна диаметром 3 см, насыщенный флюидом (керосин марки ТС-1), с механически созданной продольной трещиной и проложенной на всю длину образца лентой толщиной 0,2 мм, устанавливался в кернодержатель фильтрационной установки. Лента прокладывалась для имитации проппанта, во избежании схлопывания трещины, и образец помещался в термоусадочную пленку. Температура кер-нодержателя и рабочих емкостей приводилась близкой к пластовой.[032] A prepared standard core sample with a diameter of 3 cm, saturated with fluid (kerosene grade TS-1), with a mechanically created longitudinal crack and a tape with a thickness of 0.2 mm laid along the entire length of the sample, was installed in the core holder of the filtration unit. The tape was laid to simulate proppant, to avoid the collapse of the crack, and the sample was placed in heat-shrinkable film. The temperature of the core holder and working tanks was brought close to the formation temperature.

[033] К кернодержателю подключалась линия подачи флюида и через образец керна осуществлялась фильтрация керосина. Керосин был выбран в качестве нейтральной углеводородной жидкости для моделирования добывающей скважины. Не прекращая нагнетания керосина, с помощью механического регулятора давления пластовое давление постепенно поднималось до значения 29,4 МПа. При этом постепенно и на опережение поднималось давление обжима на 2,5; 5 и 7,5 МПа. Замер проницаемости образца производился на трех разных давлениях обжима до обработки водным раствором пероксосольвата фторида аммония. Для стабилизации емкости трещины выдержка на каждом из давлений обжима была фиксированной и составляла 3 часа.[033] A fluid feed line was connected to the core holder and kerosene was filtered through the core sample. Kerosene was chosen as a neutral hydrocarbon fluid for simulating a production well. Without stopping the injection of kerosene, the formation pressure was gradually increased to 29.4 MPa using a mechanical pressure regulator. At the same time, the confining pressure was gradually and preemptively increased by 2.5; 5 and 7.5 MPa. The permeability of the sample was measured at three different confining pressures before treatment with an aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate. To stabilize the fracture capacity, the exposure time at each confining pressure was fixed and amounted to 3 hours.

[034] После определения проницаемости до обработки реагентом в соответствии с заявленным способом образец извлекался из кернодержателя фильтрационной установки и производилась съемка образца на микротомографе (фиг. 1-3). После чего закачивался водный раствор пероксосольвата фторида аммония 2,5 мас. % в обратном направлении (для моделирования закачки из скважины в пласт) в пластовых условиях при давлении 2,5 МПа. При поддержании пластовых условий образец оставлялся в кернодержателе на 24 часа. По истечении указанного времени, сохраняя пластовые условия, менялась гидравлическая схема фильтрационной установки и вновь прокачивался флюид в первоначальном направлении (моделирование потока из пласта в скважину) при 3-х разных давлениях обжима и определялся коэффициент проницаемости (далее - К_пр). Описанные выше аналогичные испытания были проведены также при обработке образцов водным раствором пероксосоль-фата фторида аммония (далее - ПФА) с концентрацией 8,5 и 15,0 мас. % Результаты исследований представлены в таблице 1.[034] After determining the permeability before treatment with the reagent in accordance with the claimed method, the sample was removed from the core holder of the filtration unit and the sample was photographed on a microtomograph (Figs. 1-3). After which an aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate 2.5 wt. % was pumped in the opposite direction (to simulate injection from a well into a formation) under formation conditions at a pressure of 2.5 MPa. While maintaining the formation conditions, the sample was left in the core holder for 24 hours. After the specified time, maintaining the formation conditions, the hydraulic circuit of the filtration unit was changed and the fluid was again pumped in the original direction (simulating the flow from the formation into the well) at 3 different confining pressures and the permeability coefficient (hereinafter - K _pr ) was determined. The similar tests described above were also carried out by treating samples with an aqueous solution of ammonium fluoride peroxosulfate (hereinafter referred to as PFA) with a concentration of 8.5 and 15.0 wt.% The results of the studies are presented in Table 1.

[036] После исследований на определение коэффициента проницаемости были проведены также исследования обработанного образца водным раствором ПФА концентрацией 8,5 мас. % методом компьютерной томографии. Результаты указанных исследований представлены в таблице 2. Представленные расчеты произведены в специализированном программном обеспечении (GeoDict), где оценены величины коэффициентов проницаемости и емкость образованных трещин, визуализирован их объем.[036] After the studies to determine the permeability coefficient, the treated sample was also studied with an aqueous solution of PFA with a concentration of 8.5 wt.% using the computed tomography method. The results of these studies are presented in Table 2. The presented calculations were made in specialized software (GeoDict), where the values of the permeability coefficients and the capacity of the formed cracks were estimated, and their volume was visualized.

[038] Данные результаты также визуализированы и представлены на фиг. 1 и фиг. 2. На фиг. 3 и фиг. 4 представлены результаты изменения емкости продольной трещины исследуемого образца по результатам компьютерной томографии до и после обработки водным раствором ПФА 8,5%. На фиг. 5 представлена диаграмма распределения пор по размерам исследуемого образца до и после обработки водным раствором ПФА 8,5%.[038] These results are also visualized and presented in Fig. 1 and Fig. 2. Fig. 3 and Fig. 4 show the results of the change in the longitudinal crack capacity of the test sample according to the results of computed tomography before and after treatment with an aqueous solution of 8.5% PFA. Fig. 5 shows a diagram of the pore size distribution of the test sample before and after treatment with an aqueous solution of 8.5% PFA.

[039] Анализ результатов сканирования образца породы методом рентгеновской компьютерной томографии, «до» и «после» воздействия на образец раствором ПФА 8,5 мас. % выявил увеличение емкостных характеристик исследуемого объекта до 63,2% (фиг. 1). Действие реагента положительно сказалось на росте коэффициентов емкости трещин и проницаемости. Данные по диаграмме распределения пор выявили положительное приращение объемной доли пор, распределенных по трещинной составляющей, а также их размеров.[039] Analysis of the results of scanning a rock sample using X-ray computed tomography, "before" and "after" exposure of the sample to a PFA solution of 8.5 wt.%, revealed an increase in the capacitive characteristics of the studied object to 63.2% (Fig. 1). The action of the reagent had a positive effect on the growth of the coefficients of fracture capacity and permeability. Data on the pore distribution diagram revealed a positive increase in the volume fraction of pores distributed over the fracture component, as well as their sizes.

[040] Анализ результатов исследований изменения фильтрационно-емкостных свойств образцов баженовской свиты при реализации заявленного способа показывает следующее:[040] Analysis of the results of studies of changes in the filtration-capacitive properties of samples of the Bazhenov formation during the implementation of the claimed method shows the following:

[041] - повышение емкостных характеристик трещины исследуемого образца на 63,2% после обработки заявленным способом;[041] - an increase in the capacitive characteristics of the crack of the test sample by 63.2% after processing by the declared method;

[042] - повышение коэффициента проницаемости образца, что свидетельствует об увеличении проницаемости продольной трещины,[042] - an increase in the permeability coefficient of the sample, which indicates an increase in the permeability of the longitudinal crack,

[043] - положительное приращение объемной доли пор, распределенных по трещинной составляющей, а также их размеров по результатам данных по диаграмме распределения пор.[043] - a positive increment in the volume fraction of pores distributed across the fracture component, as well as their sizes, based on the results of the pore distribution diagram.

[044] Также были проведены испытания по разрушению жидкостей разрыва на основе полиакриламида и полисахарида. Блок-пачки жидкости разрыва представляли собой упругий гель, сохраняющий форму. Полученные блок-пачки для проведения испытаний были нарезаны в форме параллелепипедов. Подготовленные образцы блок-пачек помещали в герметичные полимерные емкости с крышкой. В эту же емкость наливали водные растворы ПФА различных концентраций. Объем указанного водного раствора был равен объему образца блок-пачки. Температура тестирования составляла 27°С. Разрушение блок-пачки регистрировали визуально. Блок-пачка считалась разрушенной, если весь образец был полностью дезинтегрирован в водной среде. Результаты данных испытаний представлены в таблице 3.[044] Also, tests were conducted on the destruction of fracturing fluids based on polyacrylamide and polysaccharide. The fracturing fluid block packs were an elastic gel that retained its shape. The resulting block packs were cut into the shape of parallelepipeds for testing. The prepared block pack samples were placed in sealed polymer containers with a lid. Aqueous solutions of PFA of various concentrations were poured into the same container. The volume of the specified aqueous solution was equal to the volume of the block pack sample. The testing temperature was 27°C. The destruction of the block pack was recorded visually. The block pack was considered destroyed if the entire sample was completely disintegrated in the aqueous medium. The results of these tests are presented in Table 3.

[046] Анализ результатов испытаний подтверждает способность заявленного способа к разрушению жидкости разрыва до уровня вязкости близкой к вязкости воды при концентрации водного раствора пероксосольвата фторида аммония от 2,5 до 15,0 мас. %. При концентрации указанного раствора ниже 2,5 мас. % время разрушения жидкости разрыва составляет более 5-ти суток, что свидетельствует о неэффективности малых концентраций ПФА (ниже 2,5 мас. %).[046] Analysis of the test results confirms the ability of the claimed method to destroy fracturing fluid to a viscosity level close to that of water at a concentration of an aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate from 2.5 to 15.0 wt.%. At a concentration of the said solution below 2.5 wt.%, the time for fracturing fluid destruction is more than 5 days, which indicates the ineffectiveness of low concentrations of PFA (below 2.5 wt.%).

Claims

1. A method for carrying out hydraulic fracturing of a formation, including pumping fracturing fluid into a well and carrying out the hydraulic fracturing operation, characterized in that an aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate at a concentration of 2.5-15.0 wt.% is additionally introduced into the well in a volume equal to 0.25 to 3.0 times the volume of the cracks formed as a result of the hydraulic fracturing operation.

2. The method according to item 1, characterized in that the aqueous solution of ammonium fluoride peroxosolvate is introduced before, after or during the injection of fracturing fluid into the well.