Учебно-исследовательская работа Первые попытки применения набухающих эластомеров были предприняты еще более 40 лет назад в США. В 1960 г. группой инженеровнефтяников из Калифорнии был получен патент № 2945541 на пакер, использующий в качестве составной части набухающую резину. Однако данная технология в тот период не получила должного развития. В дальнейшем, на уровне патентов, были единичные попытки ее развития и применения для разобщения пластов при строительстве скважин. В 2000 г. технология применения набухающих эластомеров на современном уровне была разработана исследовательским подразделением компании Shell и в дальнейшем, для развития и продвижения этой технологии на мировых рынках, была создана дочерняя компания Swellfix. Одновременно с этим технологию начала развивать норвежская компания Easywell, впоследствии приобретенная американской компанией Halliburton. Затем к развитию технологии подключились американские компании TAM International, Baker Oil Tools и другие. В 2008 г. НТЦ «ЗЭРС» совместно с ведущими специалистами «ОЗ РТИ-Подольск» начали разработку и исследование водонабухающих и нефтенабухающих эластомеров, занялись поиском возможностей их применения в конструкциях пакеров для разобщения пластов при креплении скважин. Разработка набухающих пакеров, в отличие от создания обычных, имеет свои особенности (рис. 1). Рис. 4.1. Этапы разработки набухающих пакеров На первом этапе нами были разработаны эластомеры с различной степенью набухания, проведены лабораторные исследования динамики объемного набухания образцов различной формы в разных растворах и условиях набухания. В результате были получены графические зависимости объемного набухания различных образцов от времени нахождения эластомера в той или иной жидкости. На рис. 2. представлена динамика объемного набухания в пресной воде при температуре 20°С некоторых типов разработанных нами эластомеров, выполненных в виде цилиндрических образцов диаметром 28 мм и высотой 7 мм. Образцы находились в условиях всестороннего доступа к воде и не имели ограничителей, препятствующих их объемному набуханию. В качестве примера показаны фотографии образца из водонабухающей резины ВНР-3 до начала набухания и после семи дней выдержки в пресной воде (рис. 3). Приращение его объема в течение семи суток набухания составило порядка 380%. Рис. 4.2. Динамика свободного набухания цилиндрических образцов в пресной воде: 1 – образец из эластомера ВНР-1; 2 – образец из эластомера ВНР-2; 3 – образец из эластомера ВНР-3 Рис.4.3. Образец из эластомера ВНР-3 до и после семидневного набухания в пресной воде Образцы из эластомеров ВНР-1 и ВНР-2 были также исследованы в специальном приборе, позволяющем одновременно отслеживать динамику их набухания в четырех различных по составу жидкостях на водной основе при температуре 25°С. При этом конструктивные особенности данного прибора не обеспечивали полный доступ жидкости к поверхности образцов. Помимо технической воды набухание образцов в приборе исследовалось в трех буровых растворах (глинистом и двух солевых). Результаты исследования динамики объемного набухания образцов из эластомера ВНР-2 приведены на рис. 4. Рис. 4.4 Динамика набухания в различных жидкостях образцов из эластомера ВНР-2: 1 – техническая вода; 2 – ГБР (глин. раствор р=1080 кг/м3, праестол 0,3%, поликсан 0,18%); 3 – СБР (NaCl p=1060 кг/м3, камцел 0,9%, поликсан 0,18%); 4 – КПС (NaCl p=1100 кг/м3, СПК-150 3,5%) Другой тип образца, исследованный нами, представлял собой миниатюрную модель пакера, доступ жидкости к которому осуществлялся только по наружной поверхности. Форма и размеры эластомера, выполненного из резины ВНР-2, а также динамика его набухания в пресной воде представлены на рис. 5. Рис. 4.5. Динамика набухания модельного образца в пресной воде при Т=20°С: 1 – образец без защитного покрытия на внешней поверхности; 2 – образец с защитным покрытием для временной задержки процесса набухания Результаты лабораторных исследований различных образцов, а также проанализированная нами информация из зарубежных источников показывают, что скорость набухания эластомеров зависит от ряда факторов, основными из которых являются структурный состав эластомера, состав жидкости, в которой происходит его набухание, степень доступа жидкости к поверхности эластомера, а также температурные условия. В дальнейшем результаты исследований используются для первичной оценки возможности применения того или иного эластомера применительно к конкретным скважинным условиям, исходя из диаметральных размеров набухающего пакера и места его установки в скважине. Один из примеров такой оценки приведен в таблице и на рис. 6. Рис. 4.6. Поперечное сечение скважины: 1 – базовая труба; 2 – набухающий эластомер; 3 – обсадная колонна Из данного примера видно, что для обеспечения необходимой изоляции межтрубного пространства в эксплуатационной колонне диаметром 146 мм эластомер с заданными параметрами должен обладать объемным набуханием не менее 71% от своего первоначального объема. Из графиков (рис. 2, рис. 3) видно, что в течение достаточно короткого промежутка времени такими свойствами в пресной воде обладают эластомеры ВНР-2 и ВНР-3. Эластомер ВНР-1 может достигнуть того же объемного набухания не ранее, чем через 20 – 25 суток. В скважине же, заполненной, например, солевым буровым раствором СБР, эластомеру ВНР-2 для достижения вышеуказанного объемного набухания потребуется уже более 12 суток без учета влияния на процесс набухания температуры скважинной жидкости. На втором этапе разработки пакеров были проведены стендовые исследования герметизирующей способности натурных образцов уплотнительных элементов из набухающих эластомеров в зависимости от их конструкции и геометрических размеров, а также геометрических параметров сечения скважины (открытого ствола или обсадной колонны). При проведении стендовых испытаний установлено, что при достижении определенного перепада давления уплотнительный элемент из набухающего эластомера начинает интенсивно выдавливаться в зазор между защитным кольцом и обсадной трубой и затем теряет свою герметизирующую способность. На графике (рис. 8) такая область располагается между кривыми 1 и 2. Ниже кривой 1 располагается зона устойчивого равновесия и длительного сохранения герметизирующей способности пакера. Выше кривой 2 начинается зона полной разгерметизации уплотнительного элемента. Рис. 4.7. Зависимость перепада давления от длины эластомера Заметим, что процесс выдавливания эластомеров может наблюдаться и при незначительных перепадах давления в том случае, если давление на пакер создается раньше, чем эластомер достиг требуемого объемного набухания. В определенной степени это связано с тем, что у набухающих эластомеров при контакте с растворами на водной или нефтяной основе несколько снижаются механические свойства. Это необходимо учитывать при установке набухающих пакеров и последующих работах при креплении скважин. В настоящее время на основании полученных результатов лабораторных исследований и стендовых испытаний, а также анализа областей наиболее эффективного применения набухающих эластомеров специалистами НТЦ «ЗЭРС» совместно с «ОЗ РТИ-Подольск» разработаны три базовые модели пакеров, схемы которых представлены на рис. 9. Рис. 4.8. Схемы базовых конструкций набухающих пакеров Пакер комбинированный ПНК состоит из базовой трубы 1, на которой установлены уплотнительные элементы из водонабухающего 2 и нефтенабухающего 3 эластомера, между которыми размещено проставочное кольцо 5, а на концевых участках закреплены защитные кольца 4. Пакер модели ПНО отличается от пакера ПНК тем, что уплотнительный элемент 2 однородный и может выполняться из любого типа эластомера. Пакер муфтового типа ПНМ состоит только из уплотнительного элемента 1 с защитными кольцами 2 на концевых участках и может крепиться на обсадной трубе с помощью винтов 3 непосредственно перед его спуском в скважину. Данные пакеры могут устанавливаться как в обсадной колонне, так и в открытом стволе скважины и применяться на различных этапах строительства скважин, в том числе и при креплении боковых стволов. Наиболее типичные сферы применения набухающих пакеров в боковых стволах показаны на рис. 10. На рис. 10а показана схема применения набухающего пакера в качестве дублирующего устройства для повышения качества крепления бокового ствола в интервале между пакер-подвеской и вырезанным окном в эксплуатационной колонне. На рис. 10б набухающий пакер устанавливается ниже или выше заколонного пакера для повышения качества разобщения пластов и изоляции межпластовых перетоков. Рис. 4.9. Схемы применения набухающих пакеров в боковых стволах скважин: 1 – пакер-подвеска; 2 – э/колонна; 3 – набухающий пакер; 4 – хвостовик; 5 – заколонный пакер Пакеры с уплотнительными элементами из набухающих эластомеров могут также применяться для эффективной и надежной изоляции пластов при строительстве горизонтальных и многоствольных скважин, повышения качества цементирования, в комплексах по регулируемому разобщению пластов с фильтрами ФСО или устройствами КРР и многих других операциях при креплении скважин и разобщении пластов. В настоящее время для данных операций нами разработаны набухающие пакеры для базовых труб условным диаметром 102 и 114 мм, устанавливаемые соответственно как в открытом стволе номинальным диаметром 124 и 142 мм, так и в обсадной колонне условным диаметром 146 и 168 мм. При необходимости нами могут быть разработаны другие типоразмеры пакеров под конкретные скважинные условия на месторождениях заказчика. Для повышения эффективности проведения работ вместо сегодня начали использовать так называемый жидкий пакер -полисахаридный гель с деструкцией через 48 часов. Разработанная и усовершенствованная технология позволяет выделять интервалы водопритока, перекрывать жидким пакером нефтенасыщенные интервалы и направленно поинтервально закачивать изоляционный материал. Доставка геля в заданный интервал осуществляется с помощью гибкой трубы. Установка жидкого пакера в отличие от надувного не требует дополнительной подготовки ствола скважины и более надежна при производстве работ. Изоляционные работы с использованием жидкого пакера за один цикл позволяют обработать несколько интервалов, так как гель не препятствует изменению положения гибкой трубы. Опытно-промысловые работы по технологии изоляции воды в горизонтальных стволах с использованием жидкого пакера проведены на 7 скважинах. На всех скважинах после проведения изоляционных работ достигнуты снижение обводненности и увеличение дебита нефти. В среднем на 1 скважину обводненность снизилась с 99 до 59 процентов, а дебит нефти вырос с 0,2 до 3,5 тонны в сутки. Известен способ повышения продуктивности скважины путем гидроразрыва пласта. Разрыв пласта достигается закачкой в скважину жидкости под высоким давлением. В продуктивном пласте при этом открываются существующие трещины и микротрещины или создаются новые, которые могут заметно улучшить гидродинамическую связь между пластом и скважиной. В жидкость разрыва вводят расклинивающие агенты (кварцевый песок, скорлупа грецких орехов, стеклянные шарики и т.д.), которые проникают в трещину, где и остаются при пуске скважины в эксплуатацию, сохраняя в дальнейшем трещину в раскрытом состоянии. Основной недостаток данного способа - это его большая трудоемкость. Как правило, в скважину закачивают до 150 м3жидкости разрыва при темпе нагнетания не менее 2 м3/мин, а затем до 50 т расклинивающего материала (песка). Для осуществления процесса вокруг скважины необходимо сосредоточить большое количество насосных агрегатов (4 АН-700), пескосмесительных машин (4 ПА), автоцистерн (АЦПП-21-5523А). Первые предназначены для нагнетания жидких сред под давлением до 70 МПа. Вторые - для транспортирования расклинивающего материала, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок. Автоцистерны используют для транспортирования жидкостей и подачи их в пескосмесительные и насосные установки. Для обвязки устья необходимо применение специальной высокопрочной арматуры (2АУ-700 или 2АУ-700СУ). Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления при гидроразрыве пластов по указанному выше способу обязательно применение высокопрочных пакеров с якорными устройствами (1ПД-ЯГ, ПН-ЯМ). Известен способ повышения продуктивности скважин путем размещения в скважине в интервале продуктивного пласта жидкости с расклинивающим агентом, спуска в скважину порохового генератора давления и гидроразрыва пласта давлением пороховых газов. Недостатки способа заключаются в том, что, во-первых, пороховой генератор давления размещают непосредственно в интервале продуктивного пласта и за счет этого снижают объем расклинивающего агента, во-вторых, допускается значительное рассеивание энергии пороховых газов вверх по стволу скважины и за счет этого снижение размеров образованных трещин гидроразрыва. В результате этого продуктивности скважин не достигается. ожидаемый эффект повышения Задача заключается в повышении эффективности способа. Поставленная задача достигается тем, что в способе повышения продуктивности скважины, включающем размещение в скважине в интервале продуктивного пласта жидкости с расклинивающим агентом, спуск в скважину порохового генератора давления и гидроразрыв пласта давлением пороховых газов, согласно изобретению предварительно в скважине над продуктивным пластом устанавливают жидкий пакер в виде столба пластичной, псевдопластичной или вязкопластичной жидкости, а пороховой генератор давления устанавливают в интервале между продуктивным пластом и жидким пакером. Жидкий пакер позволяет в интервале продуктивного пласта создать замкнутую импульсную камеру, разрядка давления в которой возможна только в направлении пласта при образовании трещин. В скважинах предлагается предварительно через гибкую трубу закачать вязкоупругий состав, например, загущенную порцию АКОР-БН102 или гель, с перемещением гибкой трубы по длине горизонтального участка ствола скважины в направлении вертикального участка таким образом, чтобы в скважине вязкоупругий состав располагался ниже второго интервала перфорации либо перекрывал первый и второй интервалы перфорации (рис. 2), возможно заполнение всего интервала перфорации гелем, с последующим его вымыванием из изолируемого участка интервала перед водоизоляцией 1–кондуктор; 2–техническая колонна; 3–эксплуатационная колонна; 4– лифтовая колонна; 5–гибкая труба; 6–изоляционный пакер; 7–продуктивный газоносный горизонт; 8–первый интервал перфорации; 9–второй интервал перфорации; 10–водоносный горизонт; 11–газоводяной контакт; 12– водоизолирующая композиция; 13 – третий интервал перфорации; 14 – гель Рис. 4.10– Технология изоляции притока пластовых вод в пакер и горизонтальных скважинах Вязкоупругий состав представляет собой «жидкий» предназначен для предотвращения попадания водоизоляционной композиции в необводненный интервал перфорации. Для повышения надежности местоположения «жидкого» пакера возможно создание противодавления в кольцевом пространстве. После этого гибкую трубу перемещают до самого удаленного перфорационного отверстия третьего, обводненного, интервала перфорации. Через гибкую трубу закачивают водоизоляционную композицию АКОР-БН102 и начинают перемещение гибкой трубы по горизонтальному участку ствола скважины в обводненном интервале перфорации. После завершения закачивания водоизоляционной композиции, не дожидаясь ее отвердевания, гибкую трубу извлекают на поверхность. Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта Известно, что полисахаридные гели, в которых в качестве деструкторов используются окисляющие компоненты, такие как персульфат аммония, персульфаты, перкарбонаты и пербораты щелочных металлов, практически не деструктируются или деструктируются очень медленно при пластовых температурах ниже 52oC. Это объясняется тем, что ниже указанной температуры деструктор выделяет недостаточное количество свободных радикалов - атомарного кислорода, разрушающего полисахаридные цепочки, а увеличение количества деструктора в составе ограничено его низкой растворимостью. Для ускорения процесса деструкции при температурах ниже 52oC требуется дополнительное введение реагентов, катализирующих реакцию разложения персульфатов, перкарбонатов и перборатов с выделением кислорода. В качестве добавок, катализирующих процесс деструкции в интервале температур от 10 до 52oC, используется, например, третичный амин [1, 2]. Однако при более высоких температурах пласта (выше 60oC) процесс деструкции носит лавинообразный характер, даже при очень низких концентрациях деструктора, что приводит к негативным последствиям в процессе гидравлического разрыва пласта, а именно - к повышенной фильтрации и преждевременному выпадению проппанта. Поэтому при температурах пласта выше 60oC к перечисленным окислительным деструкторам необходимо добавлять реагенты, замедляющие деструкцию, например акцепторы свободных радикалов. В техническом решении в качестве замедлителей деструкции при температурах выше 60oC предлагается добавлять такие акцепторы свободных радикалов, как нитрит натрия, ненасыщенные спирты и фенолы. Составы, приведенные в аналогах, можно использовать только в узких диапазонах температур, или только в интервале от 10 до 52oC или при температуре выше 60oC, а для приготовления гелей не может использоваться минерализованная вода, так как при этом ухудшается качество геля. Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является состав полисахаридного геля, содержащий пресную или минерализованную воду, загуститель и борный сшиватель, а в качестве деструктора - эффективное количество диэтаноламина и окисляющего компонента, взятого из группы, состоящей из персульфата аммония, персульфатов, перкабонатов и перборатов щелочных металлов [4]. Известный состав (прототип) на 3785 л пресной или минерализованной воды - основы геля, содержит 9,06-45,3 кг (2,4-12,0 кг/м3) загустителя, в качестве которого используются различные виды полисахаридов (гуар, гидроксипропилгуар, галактомананн, производные галактомананна, модифицированный галактомананн, производные целлюлозы), эффективное количество борного сшивателя, 0,45-18,12 кг (0,12-4,8 кг/м3) диэтаноламина и 0,11-9,06 кг (0,03-2,4 кг/м3) окисляющего компонента. Известный состав применим в пластах с температурой от 10 до 52oC [4]. Использование известного состава ограничивается высокой, лавинообразной деструкцией при температурах пласта более 52oC, а также тем, что за счет использования окислительных деструкторов в сочетании с высоким pH (9-10), при использовании борного сшивателя, он вызывает высокое набухание глин даже в случае использования в качестве основы геля раствора хлористого калия или пластовой воды. В предлагаемом изобретении решаются задачи расширения диапазона регулируемой деструкции полисахаридного геля в пределах пластовых температур от 10 до 95oC и снижения набухаемости глин за счет дополнительного введения в состав четвертичных аммониевых соединений, в качестве которых используются: катамин АБ, представляющий собой 50%ный водный раствор алкилдиметилбензиламмонийхлоридов (алкильный радикал C16-20) или гидрофобизатор нефтенол ГФ, представляющий собой 50%-ный водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов квартенизации третичных алкилдиметиламинов (алкильный радикал C12-18) и бензилхлорида, в количестве 0,05-1 кг на 1000 л воды, основы геля. Признаками изобретения "Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта" является состав геля: 1) пресная или минерализованная вода, 2) полисахаридный загуститель, 3) борный сшиватель, 4) диэтаноламин, 5) окисляющий компонент, 6) добавка, 7) в качестве добавки используются четвертичные аммониевые соединения, 8) добавка на 1000 л состава составляет 0,05-1 кг. Признаки 1-5 являются общими с прототипом, а признаки 6, 7, 8 существенными отличительными признаками изобретения. Предлагается состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин и окисляющий компонент, взятый из группы, состоящей из персульфата аммония, персульфатов, перкарбонатов и перборатов щелочных металлов, отличающийся тем, что он дополнительно содержит четвертичные аммониевые соединения, в качестве которых используются катамин АБ, представляющий собой 50%-ный водный раствор алкилдиметилбензиламмонийхлоридов с алкильным радикалом C16-20 или гидрофобизатор нефтенол ГФ, представляющий собой 50%-ный водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов квартенизации третичных алкилдиметиламинов с алкильным радикалом C12-18 и бензилхлорида, в количестве 0,05-1,0 кг на 1000 л воды - основы геля. Четвертичные аммониевые соединения ингибируют процесс деструкции при повышенных температурах, а в сочетании с диэтаноламином позволяют плавно проводить деструкцию в интервале температур от 10 до 95oC, а также снижают набухаемость глин. Количество четвертичных аммониевых соединений менее 0,05 кг на 1000 л воды - основы геля, не позволяет плавно проводить деструкцию при температуре выше 52oC, а также недостаточно для снижения набухания глин. Количество четвертичных аммониевых соединений более 1 кг на 1000 л воды - основы геля, не позволяет проводить деструкцию при температуре ниже 52oC в течение 24 часов. Для исследований использовались: 1. Вода пресная. 2. Вода минерализованная: - 2%-ный раствор хлористого калия; - 24%-ный раствор хлористого натрия; - вода пластовая западно-сибирская, хлоркальциевого типа, плотностью 1,007 г/см3 с содержанием катионов Ca++ и Mg++247 мг/л; - вода пластовая западно-сибирская, хлоркальциевого типа, плотностью 1,012 г/см3 с содержанием катионов Ca++ и Mg++1000 мг/л. 3. Полисахарид: - гуар марки GGP-135; - гидроксипропилгуар марки Yaguar HP8FF. 4. Сшиватель - раствор тетрабората натрия десятиводного (ГОСТ 419976) в глицерине (ГОСТ 6824-96). 5. Диэтаноламин (ч), ТУ 6-09-2652-91. 6. Персульфат калия ТУ 38.103.270-87. 7. Перкарбонат натрия ТУ 38.101.931-83. 8. Катамин АБ ТУ 2482-012-13164401-94. 9. Гидрофобизатор нефтенол ГФ, ТУ 2484-035-17197708-97. Составы предлагаемого полисахаридного геля и состав по прототипу представлены в таблице 1. Примеры приготовления гелей. Пример 1 (состав 1). В 1000 мл пресной воды при перемешивании на лопастной мешалке вводили 0,05 г катамина АБ и 2,4 г гуара, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, одновременно вводили 0,12 г диэтаноламина, 0,5 г десятиводного тетрабората натрия в растворе глицерина и 0,03 г персульфата калия, после чего полученный гель перемешивали еще в течение 1 - 2 минут до полной сшивки. Пример 2 (состав 13). В 1000 мл 24%-ного раствора хлористого натрия при перемешивании на лопастной мешалке вводили 0,5 г гидрофобизатора нефтенола ГФ и 2,4 г гидроксипропилгуара, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, одновременно вводили 4,8 г диэтаноламина, 0,5 г десятиводного тетрабората натрия в растворе глицерина и 2,4 г пербората натрия, после чего полученный гель перемешивали еще в течение 1 - 2 минут до полной сшивки. В таблицах 2-6 представлены результаты деструкции составов, приведенных в таблице 1, при температурах 10, 30, 50, 70 и 95oC соответственно. Из таблиц 2-6 следует, что предлагаемый состав плавно в течение 6-24 часов деструктируется в интервале температур 10-95oC, при этом состав по прототипу плавно в течение 6-24 часов деструктируется лишь в интервале температур 10-52oC, а при температуре 70 и 95oC он разрушается в течение 1 часа. Из представленных таблиц также следует, что при содержании четвертичных аммониевых соединений 0,05 г/л при температурах 70 и 95oC деструкция геля проходит за 6 часов, что соответствует нижнему пределу деструкции (образцы 1, 9, 15 - таблица 6; образцы 21, 29 - таблица 5), а при содержании четвертичных аммониевых соединений 1,0 г/л деструкция геля при температурах от 10 до 50oC проходит в течение не менее 24 часов, что соответствует верхнему пределу деструкции (образцы 5, 28 - таблица 2; образец 20 - таблица 3). При снижении содержания четвертичных аммониевых соединений ниже 0,05 г/л деструкция геля при температурах 70 и 95oC проходит лавинообразно (образец 6 таблица 5, образец 24 - таблица 6), а при увеличении содержания четвертичных аммониевых соединений выше 1,0 г/л деструкция при температурах 10-50oC не проходит в течение 24 часов (образец 7 - таблица 2, образец 23 - таблица 4). На набухание глин влияет не только вода - основа геля, но и все растворенные в ней вещества, образующие истинные растворы: соли, кислоты, щелочи, поверхностно-активные вещества и т.д., то есть все те вещества, которые могут отфильтроваться в пласт вместе с водой. Полисахарид, образуя коллоид, преимущественно остается в трещине, а все остальные вещества вместе с водой способны фильтроваться в пласт и способствовать набуханию глин, поэтому исследованию на способность вызывать набухание глин подвергались растворы, включающие все составляющие гелей, кроме полисахарида. В качестве образца глины использовался образец монтмориллонита. Испытания проводились по стандартной методике Жигача-Ярова. В таблице 7 представлены составы, которые исследовались на способность вызывать набухание глин, включая составы по прототипу и образец пластовой воды плотностью = 1,012 г/см3. А в таблице 8 приведены коэффициенты набухания глин, определенные по стандартной методике Жигача-Ярова при температуре 20oC. Из таблицы 8 следует, что растворы, содержащие в своем составе добавки четвертичных аммониевых соединений (предлагаемый состав), обладают значительно меньшим (в 1,5-2 раза) набуханием глин, чем растворы по прототипу. Добавка четвертичных аммониевых соединений менее 0,05 г/л (состав 2) практически не уменьшает величину набухания глин по сравнению с прототипом, а добавка четвертичных аммониевых соединений более 1,0 г/л (состав 7 - 1,2 г/л) не снижает набухание глин по сравнению с составом 6, в который добавлено 1,0 г/л четвертичных аммониевых соединений. Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет решить задачу регулируемой деструкции полисахаридного геля в пределах пластовых температур от 10 до 95oC, что расширяет область применения составов и увеличивает контролируемость процесса гидравлического разрыва пласта, а также позволяет снизить набухаемость глин, что приводит к сохранению фильтрационных свойств в призабойной зоне пласта. Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин и окисляющий компонент, взятый из группы, состоящей из персульфата аммония, персульфатов, перкарбонатов и перборатов щелочных металлов, отличающийся тем, что он дополнительно содержит четвертичное аммониевое соединение катамин АБ или гидрофобизатор нефтенол ГФ в количестве 0,05 - 1 кг на 1000 л воды основы геля.