СПОСОБ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА В СКВАЖИНЕ Российский патент 2014 года по МПК E21B43/267 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин.

Известен способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) в скважине (патент RU №2358100, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.06.2009 г.), включающий перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола существующей скважины и закачку в скважину гелеобразной жидкости разрыва «Химеко» порциями:

- первой - в объеме 3-8 м³;

- второй - в объеме 10-12 м³ и с крепителем трещин разрыва;

- третьей - в объеме 2-3 м³, после чего осуществляют продавку порций гелеобразной жидкости в пласт с расходом 0,5-1 м³/мин.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, небольшой радиус зоны дренирования скважин, так как в первой порции закачивается всего 3-8 м³ гелеобразной жидкости разрыва, поэтому при закачке дальнейших порций гелеобразной жидкости разрыва с проппантом невозможно продавить проппант глубже уже образованной трещины пласта (развить трещину), кроме того, применяется гелеобразная жидкость разрыва «Химеко» с одной динамической вязкостью и с крепителем трещин одной фракции;

- во-вторых, неравномерное распределение проппанта в трещине пласта, которое происходит из-за того, что крепитель трещин добавляют только при закачке второй порции гелеобразной жидкости разрыва в объеме 10-12 м³, которую затем продавливают порцией гелеобразной жидкости в пласт, поэтому проппант концентрируется в основном только в определенной зоне трещины пласта, т.е. в той зоне, куда удалось осуществить продавку проппанта;

- в-третьих, низкая эффективность проведения ГРП вследствие неравномерной закрепленности трещины в пласте, т.е. трещина при последующей эксплуатации добывающей или нагнетательной скважины в короткий промежуток времени смыкается, что приводит к снижению производительности добывающих и нагнетательных скважин.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU №2473798, МПК Е21В 43/26, опубл. 27.01.2013 г.), включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и продавку в образовавшуюся трещину пласта гелированной жидкости разрыва с проппантом, причем перед проведением гидравлического разрыва пласта - ГРП - колонну труб заполняют технологической жидкостью и определяют общий объем гелированной жидкости разрыва по формуле:

V_г=K·H_п,

где V_г - суммарный объем жидкости разрыва, м³;

К - коэффициент перевода (К=11-12), м³/м;

Н_п - высота интервала перфорации пласта, м,

общий объем гелированной жидкости разрыва разделяют на две части, из которого 2/3 V_г - объем сшитого геля, а 1/3 V_г - объем линейного геля, процесс ГРП начинают с закачки в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - сшитого геля с динамической вязкостью 150-200 сП до образования трещины разрыва в пласте, после создания трещины разрыва в пласте оставшийся от 2/3 V_г объем сшитого геля закачивают равными порциями в 3-5 циклов с добавлением проппанта фракции 12-18 меш. с расходом 1,5-2 м³/мин, причем проппант вводят в сшитый гель ступенчато с увеличением концентраций от 200 кг/м³ до 1000 кг/м³, далее, не останавливая процесс ГРП, в скважину по колонне труб, увеличив расход до 2,5-3 м³/мин, закачивают равными порциями в 3-5 циклов жидкость разрыва - линейный гель динамической вязкостью 30-50 сП с добавлением проппанта фракции 20-40 меш. со ступенчатым увеличением концентрации от 200 кг/м³ до 1000 кг/м³, после закачки в колонну труб скважины последней порции линейного геля с проппантом производят их продавку в пласт технологической жидкостью, при этом в процессе продавки снижают расход технологической жидкости до 0,5-1 м³/мин в течение 1-3 мин и вновь возобновляют закачку с расходом 2,5-3 м³/мин до полной их продавки линейного геля с проппантом в пласт, после чего производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80%, распакеровывают пакер и извлекают его с колонной труб из скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, высокие потери давления на трение в трубах при прохождении сшитого геля с высокой динамической вязкостью (150-200 сП) через отверстия перфорации и движении в самой трещине, что приводит к необходимости создания высоких давлений на устье скважины, а отсюда следуют повышенные нагрузки на оборудование и специальную технику;

- во-вторых, длительность освоения скважины после проведении ГРП, связанная с выносом (удалением) остатков геля из призабойной зоны пласта;

- в-третьих, низкая эффективность ГРП, связанная со снижением фильтрационной способности призабойной зоны пласта вследствие набухания глин.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности ГРП, сокращение длительности освоения скважины после проведения ГРП, снижение устьевого давления в процессе проведения ГРП, которые достигаются за счет возникновения химической реакции карбида кальция, закачиваемого в пласт в процессе закрепления трещин в пласте, и выделения при этом газа ацетилена (С₂Н₂) и гидроксида кальция Са(ОН)₂.

Поставленные задачи решаются способом гидравлического разрыва пласта в скважине, включающим перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещины в пласте с последующим ее закреплением в пласте закачкой гелированной жидкости-носителя динамической вязкостью 30-50 сП с проппантом со ступенчатым увеличением его концентрации от 600 до 800 кг/м³ в каждой порции гелированной жидкости-носителя, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Новым является то, что по колонне труб поочередно с указанной жидкостью с проппантом закачивают гелированную жидкость-носитель с карбидом кальция в 3-5 циклов равными порциями для жидкости с проппантом и равными порциями для жидкости с карбидом кальция в каждом из циклов, закачивают жидкость с карбидом кальция на одну порцию меньше, чем жидкости с проппантом, закачивая последней порцию жидкости с проппантом, используют жидкость-носитель для проппанта на водной основе, а жидкость-носитель для карбида кальция - сырой нефти, после указанной продавки по колонне труб закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме закачанной в скважину сырой нефти и продавливают в пласт в полуторном объеме колонны труб, выдержку скважины на химическую реакцию осуществляют в течение 1 часа, затем стравливают давление через штуцер, устанавленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1-2 ч, производят распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине осуществляется следующим образом.

Производят перфорацию стенок скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2358100, МПК Е21В 43/26, опубл. 10.06.2009 г.

Далее в скважину, в зону проведения ГРП, производят спуск колонны труб, например колонны насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, с пакером так, чтобы пакер находился на расстоянии 5-10 м выше кровли пласта, в котором планируется проведение ГРП, а нижний конец колонны труб располагался на уровне кровли пласта.

Производят посадку пакера любой известной конструкции, например проходного пакера с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМ3-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

Перед проведением ГРП готовят гелированную жидкость разрыва и жидкости-носители. Для создания трещины используют любой известный линейный гель, который готовят любым известным способом, например, как описано в патенте RU №2381252, МПК С09К 8/68, опубл. 20.02.2010 г.

Объем гелированной жидкости разрыва зависит от вязкости жидкости разрыва и фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны скважины, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным, объем гелированной жидкости разрыва изменяется от 5 до 10 м³. Примем для нашей скважины:

V_p=7,5 м³ гелированной жидкости разрыва для создания трещины в пласте.

Также готовят жидкости-носители: гель на водной основе для доставки проппанта в трещину разрыва и сырую нефть для доставки карбида кальция.

Жидкость-носитель - гель на водной основе - готовят на водорастворимых полимерах различной природы любого известного состава (например, см. монографию С.А. Рябоконя «Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин» ОАО НПО «Бурение», 2006. - с.118).

Достоинствами этих жидкостей являются малые потери на трение в трубах, большие скорости закачивания и осаждения проппанта в трещине.

В качестве примера ниже приведены используемые материалы для гелированной жидкости - как на водной основе, так и на основе сырой нефти с использованием химических реагентов производства CCI (Canada), реализуемых официальным представителем ЗАО ПКФ «ПромХим-Сфера».

Гелированная жидкость на водной основе:

- гелеобразователь Frac HPG НС-14 гуар,

- стабилизаторглин Stabilizer 10,

- ПАВ Surfactant non-2,

- стабилизатор геля Frac GST-1,

- боратный сшиватель Crosslinker -10,

- окисляющий брейкер О-Breaker -10,

- капсулированный окисляющий брейкер Capsulated breaker PHS,

- ферментный (энезимный) брейкер Enz -10.

Гелированная жидкости на основе сырой нефти:

- гелеобразователь GT-82,

- активатор GT-85,

- брейкер GB-12.

Достоинствами этих жидкостей являются малые потери на трение в трубах, большие скорости закачивания и осаждения проппанта в трещине.

Объем жидкости-носителя - геля на водной основе для доставки проппанта в трещину - определяют, исходя из свойств этой жидкости, количества закачиваемого в пласт проппанта. Например, примем объем жидкости-носителя - геля на водной основе - из расчета 3 м³ на 1 м толщины пласта. Примем толщину пласта равной 4 м.

V_п=3 м³/м×4 м=12 м³ - объем геля на водной основе - жидкости-носителя проппанта.

Определяют необходимое количество карбида кальция, исходя из условия 1000 кг карбида кальция на 1 м толщины пласта.

Применяют карбид кальция по ГОСТ 1460-81 - «Карбид кальция. Технические условия». Карбид кальция измельчают на базе производственного обслуживания или непосредственно на скважине до порошкообразного состояния.

Таким образом, при толщине пласта, равной 4 м, необходимо приготовить по массе: 1000 кг/м×4 м=4000 кг карбида кальция.

Тогда необходимый объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти будет равен:

V_к=m/ρ=4000 кг/800 кг/м³=5 м³,

где m - масса карбида кальция, кг;

ρ - плотность сырой нефти, кг/м³.

Затем приступают к проведению ГРП, который начинают с закачки в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля динамической вязкостью, например, 30 сП до образования трещин разрыва в пласте.

Закачку линейного геля производят через перфорационные каналы скважины с расходом не менее 4 м³/мин, например 4,5 м³/мин, до достижении разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем будет свидетельствовать падение давления закачки и увеличение приемистости пласта. Например, при закачке линейного геля достигли давления 33 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 23 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 15%, например с 4,5 до 5,2 м³/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель, например, в объеме 5 м³.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 3-5 циклов, например в 4 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция производили на одну порцию меньше, чем проппанта.

В качестве проппанта использовали проппант фракций 20-40 меш., который изготавливается по ГОСТ Р 51761-2005 - «Проппанты алюмосиликатные. Технические условия» и выпускаются Боровичевским комбинатом огнеупоров (г. Боровичи, Республика Беларусь).

Гель на водной основе (V_п=12 м³) с проппантом закачивают равными порциями, как указано выше, в четыре цикла по 12 м³/4=3 м³ с расходом не менее 4 м³/мин, например 4,5 м³/мин, и со ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции от 600 до 800 кг/м³.

Например, в одном цикле закачали три порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м³/3 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 1 м³ - концентрация проппанта 600 кг/м³, 1 м³ - концентрация проппанта 700 кг/м³, 1 м³ - концентрация проппанта 800 кг/м³.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (5 м³) - производили также в четыре цикла 5 м³/4=1,25 м³. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м³ карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/2=0,625 м³, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью произвели двумя равными порциями по 0,625 м³.

Аналогичным образом по колонне труб в трещину пласта закачивали оставшиеся четыре цикла, чередуя их с закачкой в трещину пласта карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью.

Произвели циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция, при этом сырую нефть с карбидом кальция закачали с расходом 2,7 м³/мин.

В трещине пласта карбид кальция (СаС₂) вступил в реакцию с водой и в результате образовались ацетилен (С₂Н₂) и гидроксид кальция (Са(ОН)₂) (1).

Данная последовательность закачки проппанта и карбида кальция повторялась в соответствии с количеством порций закачки проппанта.

В процессе циклической закачки геля на водной основе с проппантом происходило заполнение и уплотнение проппантом трещины разрыва.

Выделявшийся газ ацетилен (С₂Н₂), повышая давление непосредственно в трещине, компенсируя потери давления на трение в трубах при прохождении через отверстия перфорации и движении в самой трещине, что позволяло снизить высокие устьевые давления в процессе ГРП.

Выделявшийся газ ацетилен (С₂Н₂) проникал в пласт и при освоении скважины и снижении давления расширялся, что способствовало лучшему удалению жидкости разрыва, очищению трещины и вытеснению продуктов реакций, т.е. ускорил процесс освоения скважины.

Гидроксид кальция (Са(ОН)₂), также являющийся продуктом реакции (1), выполнял функцию дополнительного бактерицида для предохранения пласта от роста бактерий, образовывал корку фильтрации для снижения поглощения жидкости в пласт и контроля флюидоотдачи, исключал необходимость добавки коркообразующих агентов на устье скважины. После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой, плотностью 1000 кг/м³, в объеме колонны труб, например 4 м³.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м³ и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, например в объеме 6 м, и оставили скважину на химическую реакцию в течение 1 ч. Использовали соляную кислоту синтетическую техническую по ГОСТ 857-95.

Соляная кислота, реагируя с гидроксидом кальция (Са(ОН)₂), образует водный раствор хлорида кальция (2):

В результате данной химической реакции образующийся после продавки соляной кислоты (2) раствор хлорида кальция (СаСl₂) играет роль стабилизатора глин и предотвращает набухание глин. Водный раствор соляной кислоты также устраняет гидроксид кальция, в результате чего уменьшается образовавшаяся на стенках трещины фильтрационная корка, что способствует лучшему освоению скважины.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1-2 ч. Произвели распакеровку, извлекли пакер с колонной труб из скважины.

Предлагаемый способ гидравлического разрыва пласта в скважине позволяет повысить эффективность ГРП и сократить длительность освоения скважины после проведения ГРП, а также снизить устьевые давления, возникающие в процессе проведения ГРП за счет возникновения химической реакции карбида кальция, закачиваемого в пласт в процессе закрепления трещин в пласте, и выделения при этом газа ацетилена (С₂Н₂) и гидроксида кальция Са(ОН)₂.

Пример конкретного применения №1.

Толщина пласта равна 5 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе:

V_п=3 м³×5=15 м³;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×5=5000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

V_к=m/ρ=5000 кг/800 кг/м³=6,25 м³.

Затем приступили к проведению ГРП.

Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м³/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% с 4,3 до 5,16 м³/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель в объеме 7,5 м³.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 5 циклов равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе (15 м³) с проппантом закачивали равными порциями, как указано выше, в пять циклов по 15 м³/5=3 м³ с расходом 4,6 м³/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м³.

Например, в одном цикле закачали пять порций проппанта с жидкостью-носителем: закачивали по 3 м³/5=0,6 м³ жидкости-носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,6 м³ - концентрация проппанта 600 кг/м³, 0,6 м³ - концентрация проппанта 650 кг/м³, 0,6 м³ - концентрация проппанта 700 кг/м³, 0,6 м³ - концентрация проппанта 750 кг/м³, 0,6 м³ - концентрация проппанта 800 кг/м³.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (6,25 м³) - производили также в пять циклов 6,25 м³/5=1,25 м³. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м³ карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/4=0,3125 м³, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из четырех равных порций по 0,3125 м³ в каждом цикле.

Произвели оставшиеся четыре циклических закачки геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция, при этом сырую нефть с карбидом кальция закачивали с расходом 2,9 м³/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м³, в объеме колонны труб, равном 3 м³.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м³ и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 4,5 м³, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины в выкидную линию колонны труб в течение 1 ч. Произвели распакеровку и извлекли пакер с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №2.

Толщина пласта равна 5 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе:

V_п=3 м³×5=15 м³;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×5=5000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

V_к=m/ρ=5000 кг/800 кг/м³=6,25 м³.

Затем приступили к проведению ГРП.

Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м³/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% с 4,3 до 5,16 м³/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель в объеме 7,5 м³.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 5 циклов равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе (15 м³) с проппантом закачивали равными порциями, как указано выше, в пять циклов по 15 м³/5=3 м³ с расходом 4,6 м³/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м³.

Например, в одном цикле закачали пять порций проппанта с жидкостью-носителем: закачивали по 3 м³/5=0,6 м³ жидкости-носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,6 м³ - концентрация проппанта 600 кг/м³, 0,6 м³ - концентрация проппанта 650 кг/м³, 0,6 м³ - концентрация проппанта 700 кг/м³, 0,6 м³ - концентрация проппанта 750 кг/м³, 0,6 м³ - концентрация проппанта 800 кг/м³.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (6,25 м³) - производили также в пять циклов 6,25 м³/5=1,25 м³. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м³ карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/4=0,3125 м³, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из четырех равных порций по 0,3125 м³ в каждом цикле.

Аналогичным образом по колонне труб в трещину пласта закачивали оставшиеся четыре цикла, чередуя их с закачкой в трещину пласта карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью.

Произвели циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция, при этом сырую нефть с карбидом кальция закачивали с расходом 2,9 м³/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м³, в объеме колонны труб, равном 3 м³.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м³ и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 4,5 м³, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины в выкидную линию колонны труб в течение 1 ч. Произвели распакеровку и извлекли пакер с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №3.

Толщина пласта равна 5 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе:

V_п=3 м³×5=15 м³;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×5=5000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

V_к=m/ρ=5000 кг/800 кг/м³=6,25 м³.

Затем приступили к проведению ГРП.

Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м³/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% с 4,3 до 5,16 м³/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель в объеме 7,5 м³.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 5 циклов равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе (15 м³) с проппантом закачивали равными порциями, как указано выше, в пять циклов по 15 м³/5=3 м³ с расходом 4,6 м³/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м³.

Например, в одном цикле закачали пять порций проппанта с жидкостью-носителем: закачивали по 3 м³/5=0,6 м³ жидкости-носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,6 м³ - концентрация проппанта 600 кг/м³, 0,6 м³ - концентрация проппанта 650 кг/м³, 0,6 м³ - концентрация проппанта 700 кг/м³, 0,6 м³ - концентрация проппанта 750 кг/м³, 0,6 м³ - концентрация проппанта 800 кг/м³.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (6,25 м³) - производили также в пять циклов 6,25 м³/5=1,25 м³. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м³ карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/4=0,3125 м³, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из четырех равных порций по 0,3125 м³ в каждом цикле.

Аналогичным образом по колонне труб в трещину пласта закачивали оставшиеся четыре цикла, чередуя их с закачкой в трещину пласта карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью.

Произвели циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция, при этом сырую нефть с карбидом кальция закачивали с расходом 2,9 м³/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м³, в объеме колонны труб, равном 3 м³.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м³ и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 4,5 м³, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины в выкидную линию колонны труб в течение 1 ч. Произвели распакеровку и извлекли пакер с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №4.

Толщина пласта равна 3 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе:

V_п=3 м³×3=9 м³;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×3=3000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

V_к=m/ρ=3000 кг/800 кг/м³=3,75 м³.

Затем приступили к проведению ГРП.

Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,4 м³/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 32 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 22,4 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,4 до 5,28 м³/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 6 м³.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти 3 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе (9 м³) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 9 м³/3=3 м³ с расходом 4,6 м³/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м³.

Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м³/3 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 1 м³ - концентрация проппанта 600 кг/м³, 1 м³ - концентрация проппанта 700 кг/м³, 1 м³ - концентрация проппанта 800 кг/м³.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (3,75 м³) - производили также в три цикла 3,75 м³/3=1,25 м³. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м³ карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/2=0,625 м³, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из двух равных порций по 0,625 м³ в каждом цикле.

Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 2,6 м³/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м³, в объеме колонны труб, равном 4 м³.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м³ и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 6,0 м³, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1,5 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №5.

Толщина пласта равна 3 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе:

V_п=3 м³×3=9 м³;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×3=3000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

V_к=m/ρ=3000 кг/800 кг/м³=3,75 м³.

Затем приступили к проведению ГРП.

Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,4 м³/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 32 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 22,4 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,4 до 5,28 м³/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 6 м³.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 3 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе (9 м³) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 9 м³/3=3 м³ с расходом 4,6 м³/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м³.

Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м³/3 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 1 м³ - концентрация проппанта 600 кг/м³, 1 м³ - концентрация проппанта 700 кг/м³, 1 м³ - концентрация проппанта 800 кг/м³.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (3,75 м³) - производили также в три цикла 3,75 м³/3=1,25 м³. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м³ карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/2=0,625 м³, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из двух равных порций по 0,625 м³ в каждом цикле.

Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 2,6 м³/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м³, в объеме колонны труб, равном 4 м³.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м³ и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 6,0 м³, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1,5 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №6.

Толщина пласта равна 3 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе:

V_п=3 м³×3=9 м³;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×3=3000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

V_к=m/ρ=3000 кг/800 кг/м³=3,75 м³.

Затем приступили к проведению ГРП.

Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,4 м³/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 32 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 22,4 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,4 до 5,28 м³/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт была закачана гелеобразная жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 6 м³.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 3 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе (9 м³) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 9 м³/3=3 м³ с расходом 4,6 м³/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м³.

Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м³/3 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 1 м³ - концентрация проппанта 600 кг/м³, 1 м³ - концентрация проппанта 700 кг/м³, 1 м³ - концентрация проппанта 800 кг/м³.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (3,75 м³) - производили также в три цикла 3,75 м³/3=1,25 м³. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м³ карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/2=0,625 м³, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из двух равных порций по 0,625 м³ в каждом цикле.

Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 2,6 м³/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м³, в объеме колонны труб, равном 4 м³.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м³ и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 6,0 м³, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1,5 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №7.

Толщина пласта равна 4 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе:

V_п=3 м³×4=12 м³;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×4=4000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

V_к=m/ρ=4000 кг/800 кг/м³=5,0 м³.

Затем приступили к проведению ГРП. Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м³/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,3 до 5,16 м³/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт закачали гелеобразную жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 7,5 м³.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 4 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 30 сП на водной основе (12 м³) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 12 м³/4=3 м³ с расходом 4,6 м³/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м³.

Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м³/4 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,75 м³ - концентрация проппанта 600 кг/м, 0,75 м³ - концентрация проппанта 700 кг/м³, 0,75 м³ - концентрация проппанта 750 кг/м³, 0,75 м³ - концентрация проппанта 800 кг/м³.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (5 м³) - производили также в три цикла 5 м³/4=1,25 м³. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м³ карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/3=0,4167 м³, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из трех равных порций по 0,4167 м³ в каждом цикле.

Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 3,0 м³/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м³, в объеме колонны труб, равном 3 м³.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м³ и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 7,0 м³, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 2 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №8.

Толщина пласта равна 4 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе:

V_п=3 м³×4=12 м³;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×4=4000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

V_к=m/ρ=4000 кг/800 кг/м³=5,0 м³.

Затем приступили к проведению ГРП. Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м³/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,3 до 5,16 м³/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт закачали гелеобразную жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 7,5 м³.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 4 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 40 сП на водной основе (12 м³) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 12 м³/4=3 м³ с расходом 4,6 м³/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м³.

Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м³/4 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,75 м³ - концентрация проппанта 600 кг/м³, 0,75 м³ - концентрация проппанта 700 кг/м³, 0,75 м³ - концентрация проппанта 750 кг/м³, 0,75 м³ - концентрация проппанта 800 кг/м³.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (5 м³) - производили также в три цикла 5 м³/4=1,25 м³. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м³ карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/3=0,4167 м³, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из трех равных порций по 0,4167 м³ в каждом цикле.

Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 3,0 м³/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м³, в объеме колонны труб, равном 3 м³.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м³ и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 7,0 м³, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 2 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Пример конкретного применения №9.

Толщина пласта равна 4 м.

Определили объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе:

V_п=3 м³×4=12 м³;

необходимую массу карбида кальция:

m=1000 кг×4=4000 кг;

объем жидкости-носителя карбида кальция - сырой нефти:

V_к=m/ρ=4000 кг/800 кг/м³=5,0 м³.

Затем приступили к проведению ГРП. Закачку линейного геля произвели через перфорационные каналы скважины с расходом 4,3 м³/мин до достижения разрыва породы пласта и образования трещины разрыва, о чем свидетельствовало падение давления закачки и увеличение приемистости пласта.

При закачке линейного геля достигли давления 35 МПа, вследствие образования трещины разрыва произошло падение давления закачки линейного геля на 30%, т.е. до 24,5 МПа, при этом приемистость пласта увеличилась на 20% - с 4,3 до 5,16 м³/мин.

В процессе образования трещины по колонне труб в пласт закачали гелеобразную жидкость разрыва - линейный гель - в объеме 7,5 м³.

Далее, не останавливая процесс ГРП, приступили к закреплению трещины разрыва в пласте проппантом. Для этого в скважину по колонне труб поочередно закачали проппант с жидкостью носителем - гелем на водной основе и карбид кальция с жидкостью-носителем на основе сырой нефти в 4 цикла, равными порциями, причем закачку карбида кальция произвели на одну порцию меньше, чем проппанта.

Объем жидкости-носителя - гелированной жидкости разрыва динамической вязкостью 50 сП на водной основе (12 м³) с проппантом закачали равными порциями, как указано выше, в три цикла по 12 м³/4=3 м³ с расходом 4,6 м³/мин и ступенчатым увеличением концентрации проппанта в каждой порции - от 600 до 800 кг/м³.

Например, в одном цикле закачали четыре порции проппанта с жидкостью-носителем по 3 м³/4 жидкости носителя - геля на водной основе - со ступенчатым увеличением концентрации проппанта, т.е.: 0,75 м³ - концентрация проппанта 600 кг/м³, 0,75 м³ - концентрация проппанта 700 кг/м³, 0,75 м³ - концентрация проппанта 750 кг/м³, 0,75 м³ - концентрация проппанта 800 кг/м³.

Закачку карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью (5 м³) - производили также в три цикла 5 м³/4=1,25 м³. Таким образом, в каждом цикле производили закачку 1,25 м³ карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью, но на одну порцию меньше, чем жидкости-носителя с проппантом: 1,25/3=0,4167 м³, т.е. один цикл закачки карбида кальция с жидкостью-носителем - сырой нефтью состоит из трех равных порций по 0,4167 м³ в каждом цикле.

Циклическую закачку геля на водной основе с проппантом и сырой нефти с карбидом кальция произвели с расходом 3,0 м³/мин.

После закачки в колонну труб последней порции жидкости-носителя - геля на водной основе с проппантом - произвели их продавку в пласт технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м³, в объеме колонны труб, равном 3 м³.

После чего по колонне труб закачали 15%-ный водный, раствор соляной кислоты (НСl) в объеме закачанной в скважину сырой нефти, как указано выше, - 5 м³ и продавили его в пласт в полуторном объеме колонны труб, в объеме 7,0 м³, осуществили выдержку скважины на химическую реакцию в течение 1 ч.

По окончании химической реакции произвели стравливание давления через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 2 ч. Произвели распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин. В способе гидравлического разрыва пласта - ГРП в скважине, включающем перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб - КТ с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в этой зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещины в пласте с последующим ее закреплением в пласте закачкой гелированной жидкости-носителя - ГЖ-Н динамической вязкостью 30-50 сП с проппантом со ступенчатым увеличением его концентрации от 600 до 800 кг/м³ в каждой порции ГЖ-Н, продавку в пласт технологической жидкостью, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с КТ из скважины, по КТ поочередно с указанной жидкостью с проппантом закачивают ГЖ-Н с карбидом кальция в 3-5 циклов равными порциями для жидкости с проппантом и равными порциями для жидкости с карбидом кальция в каждом из циклов, закачивают жидкость с карбидом кальция на одну порцию меньше, чем жидкости с проппантом, закачивая последней порцию жидкости с проппантом, используют Ж-Н для проппанта на водной основе, а Ж-Н для карбида кальция - сырой нефти, после указанной продавки по КТ закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме закачанной в скважину сырой нефти и продавливают в пласт в полуторном объеме КТ, выдержку скважины на химическую реакцию осуществляют в течение 1 ч, затем стравливают давление через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию КТ в течение 1-2 ч, производят распакеровку и извлечение пакера с КТ из скважины. Технический результат - повышение эффективности ГРП, сокращение длительности освоения скважин после проведения ГРП. 9 пр.

Способ гидравлического разрыва пласта в скважине, включающий перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта и образование трещины в пласте с последующим ее закреплением в пласте закачкой гелированной жидкости-носителя динамической вязкостью 30-50 сП с проппантом со ступенчатым увеличением его концентрации от 600 до 800 кг/м³ в каждой порции гелированной жидкости-носителя, продавку в пласт технологической жидкостью, выдержку скважины на стравливание давления, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины, отличающийся тем, что по колонне труб поочередно с указанной жидкостью с проппантом закачивают гелированную жидкость-носитель с карбидом кальция в 3-5 циклов равными порциями для жидкости с проппантом и равными порциями для жидкости с карбидом кальция в каждом из циклов, закачивают жидкость с карбидом кальция на одну порцию меньше, чем жидкости с проппантом, закачивая последней порцию жидкости с проппантом, используют жидкость-носитель для проппанта на водной основе, а жидкость-носитель для карбида кальция - сырой нефти, после указанной продавки по колонне труб закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме закачанной в скважину сырой нефти и продавливают в пласт в полуторном объеме колонны труб, выдержку скважины на химическую реакцию осуществляют в течение 1 часа, затем стравливают давление через штуцер, установленный на устье скважины, в выкидную линию колонны труб в течение 1-2 ч, производят распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.