EA026696B1 - Способ удаления фильтрационной корки при низкой температуре (варианты) - Google Patents

Abstract

Осуществлением настоящего изобретения предлагается способ удаления фильтрационной корки, содержащий (а) обеспечение на поверхности внутри подземного пласта фильтрационной корки, содержащей полимер и тампонирующий агент, при этом указанная фильтрационная корка находится в виде отложения вдоль стенки ствола скважины из флюида для обработки, содержащего воду, указанный тампонирующий агент и указанный полимер; (b) обеспечение флюида для вычистки фильтрационной корки, содержащего водный флюид и L-глутаминовую N,N-диуксусную кислоту, где указанный флюид для вычистки фильтрационной корки имеет значение показателя рН, составляющее 5 или выше; и (с) приведение указанной фильтрационной корки в соприкосновение с указанным флюидом для вычистки фильтрационной корки при температуре 120°F (49°C) или ниже для придания прилегающему к фильтрационной корке участку подземного пласта возвратной проницаемости по меньшей мере 86%, где указанный тампонирующий агент представляет собой карбонат кальция, цитрат магния, цитрат кальция, сукцинат кальция, малеат кальция, тартрат кальция, тартрат магния, цитрат висмута, гидраты перечисленных веществ или любую комбинацию перечисленного, и указанный полимер представляет собой крахмал, ксантан, сукциногликан, гидроксиэтилцеллюлозу, поперечно сшитую гидроксиэтилцеллюлозу, гуар или гуар гидроксипропил.

Description

Настоящее изобретение относится к подземной обработке, в частности к экологичным флюидам и способам вычистки фильтрационной корки при низкой температуре.

Предшествующий уровень техники

Флюид, используемый для обработки скважины в подземных продуктивных пластах, может состоять из любого количества флюидов (газообразных или жидких) или смесей флюидов и твёрдого вещества (например, взвесей твёрдого вещества, смесей и эмульсий жидкостей, газов и твёрдого вещества), используемых на подземных работах. Примером флюида для подземной обработки является буровой раствор. Буровые растворы используют, помимо прочего, при бурении буровых скважин, например, для охлаждения бурового долота, для смазывания вращающейся бурильной трубы для предотвращения её прилипания к стенкам ствола скважины, для предотвращения фонтанирования путём создания гидростатического напора для противодействия внезапному вторжению в отверстие скважины пластовых флюидов под высоким давлением, а также для удаления из ствола скважины бурового шлама. Другим примером флюида для подземной обработки является флюид для вскрытия пласта и обслуживания, включающий в себя флюиды, помещаемые в подземный пласт, из которого велась, ведётся или может вестись добыча. Например, нефтедобывающая компания может начать бурение подземной скважины с использованием бурового раствора, остановить бурение на глубине, немного меньшей глубины потенциально продуктивного пласта, прокачать достаточное количество флюида для вскрытия пласта и обслуживания через скважину для полного вымывания бурового раствора, а затем продолжать забуривание в нужный пласт с использованием флюида для вскрытия пласта и обслуживания скважины. Флюиды для вскрытия пласта и обслуживания, помимо прочего, часто используются для того, чтобы минимизировать проницаемость этих пластов.

Флюиды для подземной обработки, как правило, имеют водную или углеводородную основу и могут содержать добавки, например, загустители (например, ксантан) и добавки, предотвращающие потери флюида (например, крахмал). Флюиды для подземной обработки могут также содержать тампонирующие агенты, которые могут содействовать предотвращению или уменьшению потерь обрабатывающего флюида, помимо прочего, через природные трещины подземного пласта. Примером традиционно применяемого тампонирующего агента является карбонат кальция. В определённых обстоятельствах тампонирующий агент может предназначаться для формирования фильтрационной корки для закупоривания зоны поглощения (части подземного пласта, чаще всего встречаемой при буровых работах, в которой может теряться буровой раствор). В целом тампонирующие агенты предназначены для быстрого и эффективного формирования фильтрационной корки на стенках ствола скважины в пределах продуктивных пластов с целью минимизации потенциальной утечки и повреждения. Обычно фильтрационные корки удаляют перед началом добычи углеводородов из пласта.

Фильтрационные корки являются комплексными структурами, включающими в себя корки, образовавшиеся из твёрдых веществ, присутствующих в буровых растворах или флюидах для вскрытия пласта, используемых для формирования ствола скважины, и из присутствующих в этих флюидах полимерных материалов. Фильтрационные корки имеют непроницаемое строение (в отличие от пористого строения подземной породы). Их непроницаемость создаёт сложности для разработки эффективных методик удаления фильтрационной корки для начала добычи, так как фильтрационная корка различается по уравнениям состояния и параметрам растворимости. Кинетика потока флюида и растворения фильтрационной корки также другие, чем для окружающей породы, так как на них оказывают влияние полимер и какиелибо другие компоненты, которые могут присутствовать в фильтрационной корке.

Традиционно, перед вводом скважины в эксплуатацию фильтрационные корки снимают со стенок ствола скважины путём контактной обработки фильтрационной корки одним флюидом или несколькими флюидами поочерёдно. Например, когда для создания фильтрационной корки использовали водный обрабатывающий флюид, содержащий тампонирующие агенты, то для удаления загустителя и добавки, предотвращающей потерю флюида, нефтедобывающие компании традиционно применяли энзимы и окисляющие агенты, а затем, для удаления тампонирующего агента на основе карбоната кальция применяли кислоту (или прекурсор кислоты, вырабатывающий кислоту с некоторой задержкой). Кислота нужна для растворения кислоторастворимых материалов фильтрационной корки (например, карбоната кальция); окисляющие агенты и энзимы нужны для разложения полимера, осаждённого в фильтрационную корку разнообразными полимерными агентами, использованными в буровом растворе или в флюиде для вскрытия пласта.

Однако, способы с применением кислоты могут быть проблематичными, так как сильная кислота часто разъедает металлические поверхности оборудования для заканчивания скважин (например, задерживающие песок сетки), возможно сокращая срок службы данного оборудования. Кроме того, сильная кислота может повредить продуктивный пласт. Также сильная кислота может привести к преждевременному растворению тампонирующего агента в конкретной зоне интервала ствола скважины, что приводит к уходу сильной кислоты в пласт до того, как она сможет полностью покрыть фильтрационную корку на всём интервале ствола. Особые проблемы это создаёт в скважинах с длинными интервалами или с искривлением ствола.

- 1 026696

Кроме того, сложным может быть управление системами на кислотной основе. При повышенных температурах укоряется реакция гидролиза и появляется проблема того, как замедлить скорость течения реакции, чтобы успеть покрыть весь интервал и удалить всю присутствующую там фильтрационную корку. При высокой температуре также нарастают проблемы коррозии. Вместе с тем, некоторые глинистые минералы чувствительны к низким значениям рН, и введение флюида с низким рН может вызвать повреждение пласта.

В качестве альтернативы системам на кислотной основе использовали агенты, вызывающие образование хелатных соединений, такие как ΕΌΤΑ (этилендиамин тетрауксусная кислота), ΗΕΌΤΑ (гидроксиэтилэтилендиамин триуксусная кислота), ΝΤΑ (нитрилотриуксусная кислота). Однако эти хелатирующие агенты (хелаторы) могут иметь проблемы растворимости в определённых рассолах и ограничения по температуре применения.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение относится к работам по подземной обработке, в частности, к экологичным флюидам и способам вычистки фильтрационной корки при низкой температуре.

В первом аспекте настоящим изобретением предлагается способ, содержащий следующее: обеспечение флюида для обработки, содержащего воду, тампонирующий агент и полимер; отложение тампонирующего агента и полимера в виде фильтрационной корки вдоль стенки ствола скважины в подземном пласте; разложение фильтрационной корки флюидом для вычистки фильтрационной корки, содержащим водный флюид и Ь-глутаминовую Ν,Ν-диуксусную кислоту.

Тампонирующий агент может содержать по меньшей мере одно вещество из группы, состоящей из карбоната кальция, цитрата магния, цитрата кальция, сукцината кальция, малеата кальция, тартрата кальция, тартрата магния, цитрата висмута, любых их гидратов и сочетаний. Флюид для вычистки фильтрационной корки может иметь температуру приблизительно 120°Р(49°С) или ниже. Флюид для вычистки фильтрационной корки может также содержать по меньшей мере одно вещество из группы, состоящей из ингибитора коррозии, поверхностно-активного вещества, восстанавливающего железа агента, загустителя и любых их сочетаний. Поверхностно-активное вещество может присутствовать в количестве от приблизительно 0,01% до приблизительно 5% от объёма флюида для вычистки фильтрационной корки. Значение показателя рН флюида для вычистки фильтрационной корки может составлять приблизительно 5 или выше. Ь-глутаминовая Ν,Ν-диуксусная кислота может присутствовать в количестве от приблизительно 10 до приблизительно 15% от объёма флюида для вычистки фильтрационной корки. Водный флюид является пресной водой, солёной водой, рассолом или морской водой.

Во втором аспекте настоящим изобретением предлагается способ, содержащий: обеспечение флюида для вычистки фильтрационной корки, содержащего водный флюид и Ь-глутаминовую Ν,Νдиуксусную кислоту; и приведение в соприкосновение фильтрационной корки, содержащей полимер и тампонирующий агент, с флюидом для вычистки фильтрационной корки.

Фильтрационная корка может содержать по меньшей мере одно вещество из группы, состоящей из полимера, тампонирующего агента, утяжелителя, мелкой фракции пласта, частиц бурения, поверхностно-активного вещества и любых сочетаний вышеперечисленного. Тампонирующий агент может содержать по меньшей мере одно вещество из группы, состоящей из карбоната кальция, цитрата магния, цитрата кальция, сукцината кальция, малеата кальция, тартрата кальция, тартрата магния, цитрата висмута, любых их гидратов и сочетаний. Флюид для вычистки фильтрационной корки также может содержать по меньшей мере одно вещество из группы, состоящей из ингибитора коррозии, поверхностно-активного вещества, восстанавливающего железа агента, загустителя и любых их сочетаний. Ь-глутаминовая Ν,Νдиуксусная кислота может присутствовать в количестве от приблизительно 0,25% до приблизительно 25% от объёма флюида для вычистки фильтрационной корки. Водный флюид может являться пресной водой, солёной водой, рассолом или морской водой.

В третьем аспекте настоящим изобретением предлагается способ, содержащий: обеспечение на поверхности внутри подземного пласта фильтрационной корки, содержащей полимер и тампонирующий агент; обеспечение флюида для вычистки фильтрационной корки, содержащего водный флюид и Ьглутаминовую Ν,Ν-диуксусную кислоту; и приведение фильтрационной корки в соприкосновение с флюидом для вычистки фильтрационной корки для придания прилегающему к фильтрационной корке участку подземного пласта возвратной проницаемости по меньшей мере 86%.

Фильтрационная корка может содержать по меньшей мере одно вещество из группы, состоящей из полимера, тампонирующего агента, утяжелителя, мелкой фракции пласта, частиц бурения, поверхностно-активного вещества и любых сочетаний вышеперечисленного. Тампонирующий агент может содержать по меньшей мере одно вещество из группы, состоящей из карбоната кальция, цитрата магния, цитрата кальция, сукцината кальция, малеата кальция, тартрата кальция, тартрата магния, цитрата висмута, любых их гидратов и сочетаний. Флюид для вычистки фильтрационной корки также может содержать по меньшей мере одно вещество из группы, состоящей из ингибитора коррозии, поверхностно-активного вещества, восстанавливающего железа агента, загустителя и любых их сочетаний.

Ь-глутаминовая Ν,Ν-диуксусная кислота может присутствовать в количестве от приблизительно 10 до приблизительно 15% от объёма флюида для вычистки фильтрационной корки. Водный флюид может

- 2 026696 являться пресной водой, солёной водой, рассолом или морской водой.

В одном варианте осуществления изобретением предлагается способ, содержащий следующее: обеспечение флюида для обработки, содержащего воду, тампонирующий агент и полимер; отложение тампонирующего агента и полимера в виде фильтрационной корки вдоль стенки ствола скважины в подземном пласте; и разложение фильтрационной корки флюидом для вычистки фильтрационной корки, содержащим водный флюид и Ь-глутаминовую Ν,Ν-диуксусную кислоту.

В другом варианте осуществления настоящим изобретением предлагается способ, содержащий (а) обеспечение флюида для вычистки фильтрационной корки, содержащего водный флюид и Ьглутаминовую Ν,Ν-диуксусную кислоту; и (Ь) приведение в соприкосновение фильтрационной корки, содержащей полимер и тампонирующий агент, с флюидом для вычистки фильтрационной корки.

Ещё в одном варианте осуществления настоящим изобретением предлагается способ, содержащий (а) обеспечение на поверхности внутри подземного пласта фильтрационной корки, содержащей полимер и тампонирующий агент; (Ь) обеспечение флюида для вычистки фильтрационной корки, содержащего водный флюид и Ь-глутаминовую Ν,Ν-диуксусную кислоту; и (с) приведение фильтрационной корки в соприкосновение с флюидом для вычистки фильтрационной корки для придания прилегающему к фильтрационной корке участку подземного пласта возвратной проницаемости по меньшей мере 86%.

Отличительные особенности и преимущества настоящего изобретения станут легко понятными специалистам в данной области техники после ознакомления с приведённым ниже раскрытием предпочтительных вариантов осуществления.

Перечень фигур чертежей

Указанные ниже фигуры чертежей включены в изобретение с целью иллюстрирования определённых аспектов настоящего изобретения и не должны рассматриваться в качестве особых вариантов осуществления. Раскрываемый объект изобретения допускает значительные модификации, изменения и эквиваленты по форме и функционированию, которые могут быть задуманы специалистами в данной области техники на основе настоящего раскрытия.

На фиг. 1А, 1В показаны данные по биологическому разложению хелаторов.

На фиг. 2 показаны данные по растворению карбоната кальция.

На фиг. 3А, 3В показано удаление фильтрационной корки брейкерными системами.

На фиг. 4 показаны данные по проницаемости песчаника Берна в возможных скважинных условиях. Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения

Настоящее изобретение относится к подземной обработке, в частности к экологичным флюидам и способам вычистки фильтрационной корки при низкой температуре.

Хотя настоящее изобретение предоставляет многочисленные преимущества, в настоящем документе рассматриваются только некоторые из них. Предлагаемые настоящим изобретением флюиды для вычистки фильтрационной корки значительно менее коррозионны и проблематичны в обращении и краткосрочном/долгосрочном воздействии на окружающую среду. В частности, предлагаемые настоящим изобретением флюиды для вычистки фильтрационной корки имеют значение показателя рН, равное приблизительно 5, что благоприятно с точки зрения коррозии и обращения. Эти флюиды обеспечивают эффективное удаление как твёрдого вещества, так и полимерных компонентов фильтрационной корки при низкой температуре (т.е. около 120°Р [49°С] и ниже) за требуемое время (т.е. около 48 ч и быстрее). Полагают, что этим устраняется необходимость отдельной обработки энзимами или окисляющими веществами для удаления полимерных или других компонентов, которые могут присутствовать в обрабатываемой фильтрационной корке. Флюиды для вычистки фильтрационной корки по настоящему изобретению устойчивы при температурах свыше 300°Р [149°С]. Флюиды для вычистки фильтрационной корки также являются биоразлагаемыми и растворимыми в широком спектре рН и плотностей рассолов, что означает, что флюиды одинаково эффективны в диапазонах высоких и низких значений рН, так как реакции не зависят от рН. Следовательно, для хелатора не требуется выдерживать рН в конкретном диапазоне, что снижает потенциал коррозии по сравнению с другими системами. Предлагаемые флюиды полагаются безопасными для глинистых минералов. В некоторых вариантах осуществления флюиды для вычистки фильтрационной корки могут предусматривать задержку в вычистке фильтрационной корки.

Следует отметить, что между матричной кислотной обработкой песчаникового или карбонатного пласта и вычисткой фильтрационной корки в песчаниковом или карбонатном коллекторе имеется много различий. Матричная кислотная обработка карбонатного пласта не предусматривает разложение полимера и других компонентов. В ней участвует чистый материал пласта. С другой стороны, фильтрационная корка содержит полимеры, тампонирующие агенты (которые не обязательно являются карбонатами или другими кислоторастворимыми веществами), утяжелители (например, барит), мелкие фракции пласта (например, глины), частицы бурения, поверхностно-активные вещества и многие дополнительные добавки. Следовательно, удаление фильтрационной корки является более сложным процессом, вовлекающим много дополнительных обстоятельств (например, кинетику, коэффициенты диффузии и т.п.) и усложняющих факторов. То есть агент, оказавшийся полезным в одном из этих применений, не обязательно будет полезен в другом.

- 3 026696

Предлагаемые настоящим изобретением флюиды для вычистки фильтрационной корки содержат водный флюид и СЬОЛ, являющийся биоразлагаемым многокислотным хелатором, имеющим четыре кислотные составляющие. Ь-глутаминовая Ν,Ν-диуксусная кислота (ОЬПЛ) является многокислотным хелатором, изготовляемым из легко биоразлагаемого, возобновляемого и съедобного для человека сырья, глутамата натрия. ОЬПЛ растворяет карбонат кальция в широком диапазоне рН и является сильно растворимым веществом. Моль ОЬПЛ с естественным рН около 1,6 способен к растворению до двух молей карбоната кальция. ОЬПЛ термически устойчив во всём диапазоне рН. Используемый здесь термин биоразлагаемый относится к проценту разложения за указанный период времени. Биоразлагаемость ОБИЛ согласно протоколу испытаний 301Ό Организации Экономического Сотрудничества и Развития ОЭСР (ОЕСЭ) такова, что по меньшей мере 20% ОБИЛ разлагается за 28 дней. Требованиям этого стандарта не соответствуют такие хелаторы, как ЕИТЛ и НЕИТЛ.

ОБИЛ воздействует на присутствующие в фильтрационной корке ионы кальция Са²'. Аналогичным образом он реагирует с двухвалентными ионами присутствующего в фильтрационной корке полимера. Кроме того, полагают, что рК_а значение материала концентрировано достаточно, чтобы иметь силу воздействия и на карбонат кальция, и на полимер. По сравнению с другими многокислотными хелаторами, СБПА отличается удивительно низкими скоростями реакции. Это позволяет контролируемо воздействовать хелатирующим агентом ОБПА на фильтрационную корку, в результате чего достигается равномерное растворение и диспергирование по всему интервалу. ОЬИА легко растворим, даже во флюидах с низким рН, что является преимуществом над другими хелаторами, такими как ЕЭТА. который не так растворим в таких флюидах. Эта растворимость позволяет по желанию изменять кинетику растворения. Также уменьшается вероятность коррозии, так как ОЬИА принципиально используют при высоких значениях рН, и он может не содержать хлорида.

ОБПА в флюид для вычистки фильтрационной корки по настоящему изобретению может быть включен в количестве от приблизительно 0,25 об.% до приблизительно 25 об.%, а в более предпочтительных вариантах в количестве от приблизительно 5 об.% до приблизительно 20 об.%, и от приблизительно 10 об.% до приблизительно 15 об.%.

Основа флюида для вычистки фильтрационной корки по настоящему изобретению может быть водной. Основа может содержать пресную воду, солёную воду (например, содержащую одну или несколько растворённых в ней солей), рассол (например, насыщенную солёную воду) или морскую воду. В целом вода может браться из любого источника, не содержащего излишков веществ, которые могут отрицательно воздействовать на другие компоненты брейкерного флюида. В целом основа может присутствовать в количестве, достаточном для обеспечения перекачиваемости получившегося брейкерного флюида насосом. В частности, в брейкерных флюидах по настоящему изобретению основа присутствует в объёме 99,99% от всего объёма флюида для удаления фильтровальной корки.

В качестве варианта, флюиды для удаления фильтровальной корки могут содержать пригодные добавки, включая среди прочего, ингибиторы коррозии, поверхностно-активные вещества, восстанавливающие железо агенты и загустители.

Примерами пригодных для использования ингибиторов коррозии являются: этаноламины, амины, ацетиленовые спирты, продукты конденсации Манниха (такие как формируемые реакцией альдегида, карбонилсодержащего соединения и азотосодержащего соединения), ненасыщенные карбонильные соединения, ненасыщенные эфирные соединения, формамид, муравьиная кислота, формиаты, другие источники карбонила, иодиды, терпены и ароматические углеводороды, кофе, табак, желатин, коричный альдегид и его производные, ацетиленовые спирты, тиоцианаты, фосфонаты, алкиловые фосфонаты, фторированные поверхностно-активные вещества, четвертичные производные гетероциклических азотных оснований, четвертичные производные галогенметилированных ароматических соединений, четвертичные соединения аммония и любые сочетания вышеперечисленного. К ингибиторам коррозии, которые могут быть пригодными и иметься в наличии в НаШЪийои Еиетду Зегу1сек относятся следующие вещества: ингибитор коррозии ВАКАСОК® 95, ингибитор коррозии ВАКАСОК® 100, ингибитор коррозии ВАКАСОК® 450, ингибитор коррозии ВАКАСОК® 700, ингибитор коррозии МЗА II™, ингибитор коррозии МЗА III™, ингибитор кислотной коррозии НА1-404М™, ингибитор кислотной коррозии НА1-81М™, ингибитор коррозии НАГ-ОЗ™, ингибитор коррозии НАЬОЕ™ и ингибитор коррозии ΡΌΡ-8692-03. Если ингибитор коррозии используется, то он может включаться в состав в количестве от 0,1 до 3% по объёму для жидких продуктов, и в количестве от приблизительно 0,5% до приблизительно 200% по весу для твёрдых продуктов.

К регуляторам железа, которые могут быть пригодными и иметься в наличии в НаШЪийои Еиетду ЗегСсек относятся следующие вещества: пассиватор железа РЕ-2™, буферный агент РЕ-2А™, регулирующий содержание железа агент РЕ-3™, регулирующий содержание железа агент РЕ-3А ТМ, регулирующий содержание железа агент РЕ-ЗА™, ингибитор трёхвалентного железа РЕКСНЕК™, восстанавливающий агент РЕКСНЕК™ А и система регулирования содержания железа РЕКСНЕК™ ЗС. Другие пригодные регулирующие содержание железа агенты включают в себя агенты, описанные в патентах США № 6315045, 6525011, 6534448 и 6706668, включённые в настоящий документ путём ссылки.

- 4 026696

В некоторых вариантах осуществления флюиды для вычистки фильтрационной корки по настоящему изобретению могут иметь в составе поверхностно-активные вещества (ПАВ), например, улучшающие совместимость флюидов кислотной обработки с другими флюидами (например, любыми флюидами пласта), которые могут присутствовать в подземном пласте. Простой специалист на основании настоящего раскрытия сможет определить тип поверхностно-активного вещества, а также надлежащую концентрацию для его применения. В качестве пригодных поверхностно-активных веществ среди прочего можно назвать следующее: этоксилированные нонилфенол фосфатные эфиры, неионогенные ПАВ, катионогенные ПАВ, анионогенные ПАВ, амфотерные/цвиттер-ионные ПАВ, алкиловые эфиры фосфиновой кислоты, линейные спирты, нонилфеноловые соединения, оксиалкилированные жирные кислоты, алкилфенол алкоксилаты, этоксилированные амиды, этоксилированные алксил амины, бетаины, метиловый эфир сульфокислоты (например, раскрытые в заявке на патент США № 2006/0183646 и № 7299874, 7303019, 7159659, включённой в настоящий документ путём ссылки), гидролизованный кератин (например, раскрытые в заявке на патент США № 6547871, включённый в настоящий документ путём ссылки), сульфосукцинаты, таураты, аминооксилы, алкоксилированные жирные кислоты, алкоксилированные спирты (например, этоксилат лаурилового спирта, этоксилированный нонилфенол), этоксилированные жирные амины, этоксилированные алкиламины (например, кокоалкиламин этоксилат), бетаины, модифицированные бетаины, алкиламидобетаины (например, кокоамидопропилбетаин), четвертичные соединения аммония (например, хлорид триметилталлоаммония, хлорид триметилкокоаммония), а также производные и смеси вышеперечисленного. Пригодные поверхностно-активные вещества можно использовать в жидкой или порошкообразной форме. Используемые поверхностно-активные вещества присутствуют во флюиде в количестве, достаточном для предотвращения несовместимости с флюидами пласта или ствола скважины. В осуществлении, где используются жидкие поверхностно-активные вещества, эти ПАВ могут присутствовать в количестве от приблизительно 0,01 до приблизительно 5,0% от объёма флюида кислотной обработки. В одном варианте осуществления жидкие поверхностно-активные вещества присутствуют в количестве от приблизительно 0,01 до приблизительно 2,0% от объёма флюида кислотной обработки. В осуществлениях, где используют порошкообразные поверхностно-активные вещества, эти ПАВ могут присутствовать в количестве от приблизительно 0,01 до приблизительно 0,5% от веса флюида кислотной обработки.

К примерам пригодных поверхностно-активных веществ относятся деэмульгаторы, поставляемые на рынок НаШЬийоп Епетду §егу1се8 под следующими торговыми марками: неионогенное ПАВ ЬО8иКЕ-300М™, неионогенное ПАВ 'ΈΟδυΚΕ-357™, поверхностно-активное вещество 'ΈΟδυΚΕ400™, твёрдое поверхностно-активное вещество 'ΈΟδυΚΡ-2000δ™, поверхностно-активное вещество ЬО8иКР-2000М™ и неионогенный деэмульгатор 'ΈΟδυΚΕ-259™. Ещё одним примером пригодного поверхностно-активного вещества является деэмульгатор, поставляемый на рынок НаШЬийоп Епетду 8егу1се8 под торговой маркой поверхностного активного вещества ΝΕΑ-96Μ™. Другими примерами пригодных поверхностно-активных веществ являются следующие поставляемые на рынок НаШЬийоп Епетду 8егу1се8 продукты: δΟΑ-1, ЕРБ-1, ЕРБ-2, ЕРБ-3 и ЕРБ-4. Другие пригодные поверхностно-активные вещества содержат бетаины и четвертичные соединения аммония. Примерами имеющихся на рынке бетаинов являются МШАТАШЕ.К™ и М1КАТА1№™ ВЕТ 0-30, оба поставляемые КкоФа, и КЕАОТЕК1С АМ ТЕС™ поставляемое Иедикка. К примерам имеющихся на рынке четвертичных соединений аммония относятся ΑΒρυΑΌ.Β™ 22-80 и ЕТНОСЕАВ.К™ о/12 РС, оба поставляемые Ак/о ШЬек а также СΕNΑΜIN КИМР, поставляемое С1апап1. К флюиду по настоящему изобретению может быть полезным добавлять поверхностно-активное вещество, которое при закачивании флюида в скважину, помимо прочего, способствует снижению вероятности образования эмульсий с добываемой из пласта нефтью. Более того, в некоторых осуществлениях в качестве варианта во флюиды для вычистки фильтрационной корки по настоящему изобретению можно добавлять микроэмульсионные добавки. К примерам пригодных микроэмульсионных добавок относятся среди прочего поверхностно-активное вещество РЕ№88М™, поверхностно-активное вещество РЕ№88НТ™, поверхностно-активное вещество 880-21Е, поверхностно-активное вещество 880-21МА™, микроэмульсионное ПАВ/растворитель САБРЕКМ 1000™, поставляемые на рынок НаШЬийоп Епетду Бетуюек, 1пс. Другими пригодными микроэмульсионными добавками являются добавки МА-845 и МА-844, поставляемые на рынок СЕБ1 СЬешюа1; добавка БИАС-ЕБЕКЕ 1000, поставляемая на рынок Ртас Теск Бетуюек оГ А1ейо, ТХ.; и вещества, раскрытые в патенте США №. 6,920,076, включённом в настоящий документ путём ссылки.

Следует отметить, что в некоторых осуществлениях во флюид по настоящему изобретению может быть полезным добавление поверхностно-активного вещества, при закачке флюида в скважину помогающего устранить вероятность вспенивания. Примерами противовспенивающих агентов для таких задач является продукция ВАКА-ОЕРОАМ®, поставляемая на рынок НаШЬигЮп Епетду Бетуюек.

В альтернативных осуществлениях, где желательно вспенивать флюиды для вычистки фильтрационной корки по настоящему изобретению, можно использовать такие поверхностно-активные вещества, как суспендирующий поверхностно-активный агент Н¥-СЬЕА^НС-2)™ или добавку АЦР-2™, оба из которых поставляются на рынок НаШЬийоп Епетду Бетуюек, 1пс. Вспенивание может требоваться, на- 5 026696 пример, при бурении с отрицательным дифференциальным давлением в системе скважина-пласт или при заканчивании скважины. Дополнительными примерами вспенивающих агентов, которые можно использовать для вспенивания и стабилизации флюидов для вычистки фильтрационной корки по настоящему изобретению, являются среди прочего бетаины, аминооксиды, метиловые эфиры сульфокислоты, алкиламидобетаины, такие как кокоамидопропил бетаин, альфа-олефин сульфонат, хлорид триметилталлоаммония, аксилэтоксилат сульфат с С₈ по С₂₂ и хлорид триметилкокоаммония. К другим пригодным поверхностно-активным веществам, которые могут быть, а могут и не быть вспенивающими агентами в конкретном применении, относятся следующие вещества, поставляемые на рынок НаШЪийоп Епегду §егуюек, 1пс.: диспергирующий агент 19Ν, О-8РЕК§Е, вспенивающий агент НО^СО-δυΌδ™ и вспомогательное диспергирующее вещество ΑδΡΕΚδΕ™ для кислотных добавок. Также в состав флюида могут быть включены и другие пригодные вспенивающие агенты и стабилизирующие пену агенты, что станет известным специалистам в данной области техники с помощью настоящего раскрытия.

В некоторых вариантах осуществления к флюиду для вычистки фильтрационной корки по настоящему изобретению может быть желательным добавить загуститель. Например, в ситуации, когда после разрушения фильтрационной корки нужно вытянуть не растворимые в кислоте твёрдые вещества обратно из ствола скважины или когда нужно увеличить плотность флюида или обеспечить снижение трения для флюида (например, при использовании вместе с койлтюбингом). Загуститель может быть полезным для замедления реакций между СЬБА флюида для вычистки фильтрационной корки и обрабатываемой фильтрационной коркой. Пригодные загустители, которые могут быть включены в флюиды по настоящему изобретению, обычно содержат биополимеры, синтетические полимеры, или любые их сочетания. В связи со способами и составами настоящего изобретения могут быть использованы разнообразные загустители, среди которых можно назвать гидратирующиеся полимеры, содержащие одну или несколько полимерных групп, например, гидроксил, цис-гидроксил, карбоновые кислоты, производные карбоновых кислот, сульфаты, сульфонаты, фосфаты, фосфонаты, амино или амид. Загустители могут быть биополимерами, содержащими натуральные, модифицированные и дериватизированные полисахариды и их производные, содержащие одну или несколько моносахаридных единиц: галактозу, маннозу, глюкозид, глюкозу, ксилозу, арабинозу, фруктозу, глюкуроновую кислоту или пиранозил сульфат. К числу пригодных загустителей среди прочего относятся следующие: гуаровая смола, оксипропилпроизводное гуаровой смолы, карбоксиметил гуар, карбоксиметилгидроксипропил гуар, другие производные гуаровой смолы, ксантан, галактоманнановая камедь, целлюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилцеллюлоза, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза и другие производные целлюлозы, а также производные и сочетания вышеперечисленного. Также могут применяться содержащие вышеперечисленные функциональные группы синтетические полимеры и сополимеры. Среди примеров таких синтетических полимеров можно назвать полиакрилат, полиметилакрилат, полиакриламид, поливиниловый спирт и поливинилпирролидон.

В целом количество загустителя, который может быть включён в состав флюида для использования в связи с настоящим изобретением, зависит от требуемой вязкости. Следовательно, подлежащее внесению в состав количество будет количеством, обеспечивающим достижение необходимой вязкости. В определённых примерах осуществления настоящего изобретения загуститель во флюиде для вычистки фильтрационной корки может присутствовать в количестве от приблизительно 0,1% до приблизительно 10% от веса флюида для вычистки фильтрационной корки. В других примерах осуществления настоящего изобретения загуститель может присутствовать в количестве от приблизительно 0,1% до приблизительно 2% от веса флюида для вычистки фильтрационной корки. Специалист в данной области техники с помощью настоящего раскрытия определит соответствующий случаю загуститель и количество загустителя для использования при выполнении конкретной работы.

В некоторых осуществлениях флюиды для вычистки фильтрационной корки также могут содержать любые иные добавки, которые могут быть пригодными в конкретном применении настоящего изобретения, среди которых можно назвать любое из следующего: ингибиторы гидратообразования, стабилизаторы неустойчивых глин, бактерициды, заменители соли (такие как тетраметиламмоний хлорид), модификаторы относительной проницаемости (такие как химическая добавка НРТ-1™ от НаШЪийоп Епегду Зегуюек), очистители сульфидов, волокна, наночастицы, консолидирующие агенты (такие как смолы и/или агенты, придающие клейкость), регулирующие рН добавки, добавки, предотвращающие потерю флюида добавки, ингибиторы отложений, ингибиторы асфальтенов, ингибиторы парафинов, соли, бактерициды, сшивающие агенты, стабилизаторы, вспениватели, противовспениватели, эмульгаторы, деэмульгаторы, регуляторы железа, растворители, взаимные растворители, закупоривающие агенты, газовая фаза, диоксид углерода, азот, антифрикционные добавки, а также сочетания вышеперечисленного и т.п. Флюиды для вычистки фильтрационной корки по настоящему изобретению также могут содержать другие добавки, которые могут быть пригодными для конкретного применения, что должно быть понятно рядовому специалисту в данной области техники на основе настоящего раскрытия.

В некоторых осуществлениях флюиды для вычистки фильтрационной корки по настоящему изобретению могу быть использованы в качестве жидкости для освобождения прихваченных труб, которую

- 6 026696 в виде небольшого объёма или заряда помещают в кольцевое пространство ствола скважины для освобождения дифференциально прихваченной трубы. Традиционно в качестве жидкости для освобождения прихваченных труб используют раствор на углеводородной основе. Успех освобождения трубы во многом зависит от скорости смешивания и помещения жидкости. Ввиду сложностей утилизации раствора, используемые в морской добыче жидкости являются либо эмульсиями на синтетической основе, либо безобидными составами на водной основе. Каждый тип поставляется в виде предварительно упакованного концентрата, предназначенного для быстрого доступа и смешивания на буровой установке. Жидкость освобождает трубу, покрывая прихваченную зону. Она предварительно разрушает фильтрационную корку, затем проникает в трещины в корке и в пространство между трубой и коркой, сокращая площадь прихватывания и позволяя вытянуть трубу.

В других осуществлениях флюид для вычистки фильтрационной корки по настоящему изобретению может использоваться после завершения бурения для удаления из ствола скважины разрушенного материала. Флюид можно ввести в зону ствола скважины, где была размещена фильтрационная корка. Флюид можно поместить в нужно место в виде заряда, представляющего собой относительно небольшой объём флюида. Время обработки флюидом, которое требуется для вычистки фильтрационной корки, зависит от температуры. Оно может составлять от нескольких часов до дней. Среднее время обработки может составлять приблизительно от 8 ч до приблизительно 12 ч. В течение этого времени в скважину можно поместить оборудование заканчивания скважины. Для извлечения флюида можно уменьшить гидростатическое давление.

В некоторых осуществлениях фильтрационные корки, на которых будут применены флюиды для вычистки фильтрационной корки по настоящему изобретению, содержат тампонирующие агенты, среди которых можно назвать карбонат кальция, цитрат магния, цитрат кальция, сукцинат кальция, малеат кальция, тартрат кальция, тартрат магния, цитрат висмута и гидраты вышеперечисленного. В целом крупность частиц тампонирующего агента находится в диапазоне приблизительно от 1 до приблизительно 600 мкм. Предпочтительно крупность частиц тампонирующего агента должна находиться в диапазоне приблизительно от 1 до приблизительно 200 мкм, но может изменяться от пласта к пласту. Используемая крупность частиц определяется размером поровых каналов пласта. Фильтрационная корка может также содержать разнообразные агенты, предотвращающие потери флюида, среди которых можно назвать крахмал, производные крахмальных эфиров, гидроксиэтилцеллюлозу, поперечно сшитую гидроксиэтилцеллюлозу и их смеси. В состав бурового раствора или флюида для обслуживания может также входить агент суспендирования твёрдого тела гидратируемого полимера. Могут быть использованы разнообразные агенты суспендирования твёрдого тела гидратируемого полимера, среди которых можно назвать биополимеры, такие как ксантан и сукциногликан, производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза, а также гуар и его производные, такие как гуар гидроксипропил.

Предпочтительно составы фильтрационной корки по настоящему изобретению содержат тампонирующие агенты, такие как карбонат кальция, цитрат магния, цитрат кальция, сукцинат кальция, малеат кальция, тартрат кальция, тартрат магния, цитрат висмута и гидраты вышеперечисленного. Удельная плотность тампонирующего агента в составе фильтрационной корки предпочтительно составляет менее приблизительно 3,2, а предпочтительнее - менее приблизительно 2,75. Крупность частиц тампонирующего агента обычно составляет от 1 до 600 мкм и предпочтительно должна находиться в диапазоне от 1 до 200 мкм.

Далее по тексту приводятся примеры, способствующие лучшему пониманию изобретения. Нижеследующие примеры ни в коем случае не должны пониматься как ограничивающие или определяющие объём изобретения.

Пример 1.

Было установлено, что ОВИЛ является экологичным хелатором, биоразлагаемым, экологически безопасным и смешиваемым в несущих флюидах поливалентных рассолов. В одном испытании на биоразлагаемость по протоколу 301 Ό С1озеб Вой1е Тез! Рго1осо1 организации ОЭСР (ОЕСИ) приблизительно 80% ОЬИЛ биологически разложилось по истечении приблизительно 28 дней. На фиг. 1А показан график этого результата. Испытания по этому же протоколу были проведены для ЕИТА (ΌΙδδΟΕνίΝΕ АМ3-40 производства Ак/о№Ье1 Согрога1е) и ацетата натрия. График результатов этих испытаний приведён на фиг. 1В. В отличие от ЕИТА, ОЬИА и ацетат натрия легко поддались биологическому разложению.

В табл. 2 приведено сравнение биоразлагаемости ОЬИА и ЕИТА и сведены результаты испытания на химическое потребление кислорода ХПК (СОИ), являющееся косвенным показателем количества органических соединений в воде. Результаты испытаний на ХПК и для ОЬИА, и для ЕИТА указывают на то, что оба хелатора являются умеренными органическими загрязнителями воды.

ОЬИА был также испытан на его эко-токсикологическое воздействие на разнообразные субъекты окружающей среды. В частности, по протоколам 201, 202 и 203 организации ОЭСР (ОЕСИ) агент ОЬИА был испытан на активное токсичное воздействие на разнообразные организмы. Результаты испытаний сведены в табл. 1 ниже.

Таким образом, пример 1 иллюстрирует то, что ОЬИА легко поддаётся биологическому разложе- 7 026696 нию по сравнению с ΕΌΤΆ. Кроме того, ОЬБЛ является экологически безопасным материалом.

Таблица 1

Испытание на токсичность	Результат
Испытание ОША на активную токсичность при воздействии на радужную форель (ΠθΐηΒονν 1гои1) (ОпсогЬу псНиь тук15в; ОЕСР 203)	96-ч Ш50> 100 мг/л 96-ч Ν0ΕΟ100 мг/л
Испытание США на активную токсичность при воздействии на большую дафнию (ϋβρίιπίθ Мадла) (ОЕСР 202)	48-ч ЕС50> 100 мг/л 48-ч М0ЕС>100 мг/л
Испытание США на активную токсичность при воздействии на морскую водоросль (А1да) (ОЕС0 201)	72-ч ЕС50> 100 мг/л 72-ч Ν0ΕΟ100 мг/л

ЬС50 - средняя смертельная концентрация.

ΝΘΕΟ - концентрации, не вызывающие видимых отрицательных эффектов.

Таблица 2

Хелатор	Биоразлагаемость	ХПК (СОР)
ΕϋΤΑ	Трудно поддаётся биологическому разложению	- 315 мг/г
США	Легко подцаётся биологическому разложению	345-385 мг/г

Пример 2.

Несколько хелаторов и кислот (брейкерных систем) было испытано на их способность растворять карбонат кальция и на их смешиваемость в пресной воде. Испытания брейкерных систем выполнялись путём добавления известного объёма брейкерной системы к объёму рассола, который требовался для заполнения 100 мл в широкогорлом сосуде. Затем широкогорлые сосуды герметично закрывали и взбалтывали для перемешивания компонентов. Были приготовлены пробы, содержащие 5 об.%, 10 об.% или 20 об.% хелаторов и кислот. Затем широкогорлые сосуды помещали на 16 ч в статическую печь с температурой 150°Р (66°С). После этого наблюдали смешиваемость компонентов и в табличной форме записывали значения рН каждой смеси.

Способность каждой брейкерной системы к растворению кальцитов определяли следующим образом. Известное количество технического карбоната кальция (поставляемого на рынок НаШЬитГои под торговой маркой ВАКАСАКВ 5) высушивали в печи в течение 2 ч. Затем навеску 2,5 г карбоната кальция ВАКАСАКВ 5 примешивали к 50 мл раствора испытываемого флюида и давали отстояться в течение 1 ч. После этого раствор профильтровывали через стекловолоконную фильтровальную бумагу с ячейкой 1 мкм. Отфильтрованный остаток высушивали приблизительно в течение 1 ч в печи при температуре около 105°Р (41°С). Процентное содержание растворённого карбоната рассчитывали, измеряя разность веса исходного материала и сухого веса карбоната кальция ВАКАСАКВ 5, оставшегося на фильтровальной бумаге.

Все испытанные хелаторы и кислоты оказались смешиваемыми с пресной водой и не показали разделения фаз. В целом реакционные способности к карбонату оказались пропорциональными константам диссоциации хелаторов и кислот. В табл. 3 ниже сведены результаты испытаний на растворяющую способность и смешиваемость. По сравнению с ΕΌΤΑ и кислотой, ОЬБА показал немного худшую способность растворять карбонат. Эта относительно низкая скорость растворения может быть полезной в ситуациях, когда растворение фильтрационной корки должно происходить с задержкой.

Среди всего прочего этот пример иллюстрирует растворяющую способность ОЬИА и его смешиваемость с пресной водой.

- 8 026696

Таблица 3

Материал	РН	Смешиваемость пресной водой	С	Конечный вес ВАВАСАВВ 5, г	% карбоната, переведённого в комплексы или растворённого
ΕϋΤΑ, соль аммония	4, ΤΙ	Смешиваем, разделение отсутствует	фаз	1,54	38,4
ΕϋΤΑ, соль натрия	> 12	Смешиваем, разделение отсутствует	фаз	1,62	35,2
Полиэспартовая кислота, соль натрия	10,1	Смешиваем, разделение отсутствует	фаз	2,41	3,6
Иминодисукцинат, соль натрия	11,3	Смешиваем, разделение отсутствует	фаз	2,37	5,2
США	> 12	Смешиваем, разделение отсутствует	фаз	2,01	19,6
Синтетическая кислота (НС1 соль мочевины)	0,88	Смешиваем, разделение отсутствует	фаз	1,62	35,2
ЕОТА	11	Смешиваем,		2,32	9,28

- 9 026696

Материал	рН	Смешиваемость пресной водой	С	Конечный вес ВАВАСАВВ 5, г	% карбоната, переведённого в комплексы или растворённого
ΕΠΤΑ, соль аммония	4,77	Смешиваем, разделение отсутствует	фаз	1,54	38,4
ΕϋΤΑ. соль натрия	> 12	Смешиваем, разделение отсутствует	фаз	1,62	35,2
Полиаспартовая кислота, соль натрия	10,1	Смешиваем, разделение отсутствует	фаз	2,41	3,6
Иминодисукцинат, соль натрия	11,3	Смешиваем, разделение отсутствует	фаз	2,37	5,2
США	> 12	Смешиваем, разделение отсутствует	фаз	2,01	19,6
Синтетическая кислота (НС1 соль мочевины)	0,88	Смешиваем, разделение отсутствует	фаз	1,62	35,2
ЕОТА	11	Смешиваем,		2,32	9,28

Пример 3.

Испытания на растворяющую способность и смешиваемость также были проведены на 20% СЬБЛ в рассолах бромида натрия. 20% СЬБЛ смешивали с ΝαΒτ в различных концентрациях с целью оценки влияния концентрации рассола на растворяющую способность СЬБЛ. Теорией не ограничивается положение о том, что уменьшение количества располагаемой свободной воды в рассоле снижало скорость диссоциации кислотных функциональных групп на брейкерную систему, что в свою очередь уменьшало количество переведённых в комплексы ионов кальция. Эти испытания были проверены в 20 об.% брейкерных системах в рассоле ΚΟΙ/ΝπΒγ 10,2 фунт/галлон (1220 кг/м³) или в рассоле ΝπΒγ 12,5 фунт/галлон (1500 кг/м³). В каждом случае 2,5 г карбоната кальция ВЛКЛСЛКВ 5 добавляли к брейкерным системам при температуре 150°Р (66°С) на 16 ч. Для сравнения также испытывалась брейкерная система на основе минеральной кислоты.

Фиг. 2 показывает, что брейкерный флюид СЬБЛ растворил более чем приблизительно 80% карбоната при более низкой концентрации рассола и чуть менее 45% при более высокой концентрации рассола. Табл. 4 ниже показывает, что СЬБЛ оказался способен достичь от 80 до 90% растворяющей способности минеральной кислоты без помутнения, которое образует минеральная кислота.

Таким образом, среди прочего данный пример показывает, что СЬБЛ почти приближается к минеральной кислоте по способности растворять карбонат кальция, не образуя при этом помутнения, разделения фаз или осадка.

Таблица 4

	Материал	Смешиваемость	Конечный вес ВАВАСАВВ 5, г	% карбоната, переведённого в комплексы или растворённого
КС1/№Вг 10,2 фунт/галлон	США	Прозрачный рассол, нет осадка	1,27	49

- 10 026696

(1220 кг/м3)	Минеральная кислота	Мутный рассол, нет разделения фаз, нет осадка	1,12	55
МаВг 12,5 фунт/галлон (1500 кг/мЗ)	США	Прозрачный рассол, нет осадка	1,78	29
	Минеральная кислота	Мутный рассол, нет разделения фаз, нет осадка	1,61	36

Пример 4.

Некоторые из популярных брейкерных систем для фильтрационной корки имеют проблемы несовместимости и растворимости. Например, брейкерные системы на основе хелатора могут прождать экологические проблемы, такие как биологическая неразлагаемость, в то время как брейкерные системы на кислотной основе могут вызывать коррозию. Хелаторы также имеют проблемы растворимости (особенно при низких рН), а кислоты в некоторых условиях могут образовывать осадки.

В настоящем примере на смешиваемость в исходном состоянии и по прошествии времени во флюиде раствора муравьинокислого калия трёх концентраций были испытаны некоторые брейкерные добавки, включая имеющиеся на рынке брейкерные системы для фильтровальной корки (добавка Ν-ΡΈΟ’Ψ™ поставляемая на рынок НаШЪийои Еиетду 8сгНсс5. 1пс.), ΕΌΤΑ (ΌΙδδΟΕνίΝΕ АМ2-45 , поставляемая на рынок Ак/о№Ъе1 Сотрога1е), СБОА (ΌΙδδΟΕνίΝΕ СЕ-478 поставляемая на рынок Ак/о№Ъе1 Согрога1е), и синтетическая кислота (ΟΪ1 8а£е АК® , поставляемая на рынок НеатЙаиБ 8о1иИои8, 1ис.). Брейкерные растворы для заканчивания испытывались при 5, 10 и 20% объёмной концентрации в каждом из рассолов. Наблюдалась смешиваемость в исходном состоянии и смешиваемость после статического старения за ночь при температуре 150°Р (66°С). Также измерялся показатель рН конечных смесей. Брейкерные растворы различных концентраций приготавливались из пресной воды и перед испытанием фильтровались через стекловолоконный фильтр 1,6 мкм.

Испытания выполнялись путём добавления надлежащего объёма испытываемого брейкерного состава (5, 10 или 20 об.%) к объёму испытываемого рассола, требуемого для заполнения 100 мл в широкогорлом сосуде на 4 унции (0,11 кг), герметичным закрыванием этого сосуда и взбалтыванием для смешивания компонентов. Целью наблюдений была совместимость компонентов. После помещения широкогорлого сосуда на ночь в статическую печь при температуре 150°Р (66°С) были выполнены наблюдения смешиваемости и измерение рН. В табл. 5 ниже сведены результаты этих испытаний, а также значения наблюдённого рН.

Таблица 5

Добавка	Значение рН	Результаты наблюдений В исходном состоянии	Результаты наблюдений после статического старения
Исходное	Конечное*
	Плотность флюида 11,0 фунт/галлон (1320 кг/м3)
Контрольная проба	11,9	11,7	Прозрачный	Прозрачный
Ν-ΡίΟνν 325- 5%		6,2	Не смешиваемый, лёгкая фракция сверху	Прозрачный, смешиваемый
Ν-ΡίΟνν 325-10%		5,6	Не смешиваемый, лёгкая фракция сверху	Прозрачный, смешиваемый
Ν-РЬО'Л 325- 20%		5,1	Не смешиваемый, лёгкая фракция сверху	Прозрачный, не полностью смешиваемый
ΕϋΤΑ соль аммония 5%		9,6	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый 1
ΕϋΤΑ соль аммония	··	8,6	Прозрачный, полностью	Прозрачный,

- 11 026696

10«			растворимый	полностью растворимый ί
ΕϋΤΑ соль аммония 20%		7,0	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый 1
США 5%		12,7	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый
США 10%		13,3	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый
США 20%		13,7	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый
Синт, Кислота 5%		9,9	Мутный, дисперсный, но не растворимый	Лёгкое помутнение
Синт. Кислота 10%		7,0	Мутный, дисперсный, но не растворимый	Лёгкое помутнение, лёгкая нерастворимость
Синт. Кислота 20%		6,0	Мутный, дисперсный но не растворимый	Лёгкое помутнение, лёгкая нерастворимость
Плотность флюида 12,0 фу нт/га л лон (1440 кг/м5)
Контрольная проба	12,7	12,4	Прозрачный	Прозрачный
Ν-Р ЬО V/ 325- 5%		**	Не смешиваемый, лёгкая фракция сверху	Не полностью смешиваемый, некоторое количество всплывшей лёгкой фракции
Ν-ΡίΟΙΛί 325-10%			Не смешиваемый, лёгкая фракция сверху	Не полностью смешиваемый,

- 12 026696

				некоторое количество всплывшей лёгкой фракции
Ν-ΡΙΟνν 325-20%			Не смешиваемый, лёгкая фракция сверху	Не полностью смешиваемый, некоторое количество всплывшей лёгкой фракции
ЕОТА соль аммония 5%		10,8	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый 1
ЕОТА соль аммония 10%		9,8	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый |
ЕОТА соль аммония 20%		8,0	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый 1
США 5%		13,3	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый
ОША 10%		14,4	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый
(ЗША20%		14,7	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый
Синт. Кислота 5%		11,4	Прозрачный, полностью растворимый	Очень лёгкая сепарация
Синт. Кислота 10%		9,4	Мутный, дисперсный, но не растворимый	Лёгкая сепарация по кругу верхней поверхности

- 13 026696

Синт. Кислота 20%		7,0	Мутный, дисперсный, но не растворимый	Лёгкая сепарация по кругу верхней поверхности
	Плотность флюида 13,0 фунт/галлон (1560 кг/м3)
Контрольная проба	13,6	13,5	Прозрачный	Прозрачный
Ν-Ρίθνν 325- 5%		12,7	Не смешиваемый, лёгкая фракция сверху	Не смешиваемый, лёгкая фракция сверху
Ν-ΕΙ_θνΥ325-10%		12,1	Не смешиваемый, лёгкая фракция сверху	Не смешиваемый, лёгкая фракция сверху
Ν-Ρίθνν 325- 20%		12,0	Не смешиваемый, лёгкая фракция сверху	Не смешиваемый, лёгкая фракция сверху, жёлтое окрашивание
ΕϋΤΑ соль аммония 5%		11,4	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый |
ΕϋΤΑ соль аммония 10%		10,7	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый!
ΕϋΤΑ соль аммония 15%		9,9	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый |
ОША 5%		13,8	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый
(ЗША10%		15,0	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый
еизА 20%		15,4	Прозрачный, полностью растворимый	Прозрачный, полностью растворимый

Синт. Кислота 5%		12,2	Мутный, дисперсный, но не растворимый	Помутневший
Синт. Кислота 10%		11,0	Мутный, дисперсный, но не растворимый	Помутневший, лёгкая сепарация по кругу верхней поверхности, несколько кристаллов на дне
Синт. Кислота 20%		7,5	Мутный, дисперсный, но не растворимый	Помутневший, лёгкая сепарация по кругу верхней поверхности, много кристаллов на Дне

* Конечное значение рН после статического выдерживания при температуре 150°Р (66°С).

** Значение рН этих флюидов не измерялось, так как при помещении во флюид на измерителях рН образовывались газовые пузырьки.

I При открывании этих флюидов ощущался сильный аммиачный запах.

Эти результаты указывают на то, что хелаторы СБЭЛ и ΕΌΤΆ являются растворимыми в опробованных концентрациях рассола муравьинокислого калия. Более того, значение показателя рН проб уве- 14 026696 личивалось с повышением концентрации муравьинокислого калия. Относительно высокие значения рН для СЬЭА по сравнению с испытанным рассолом и ΕΌΤΆ можно объяснить высоким значением рК_Ъ.

Напротив, растворимость прекурсора кислоты уменьшалась при повышении концентрации раствора муравьинокислого калия. В каждом из растворов минеральная кислота не была полностью смешиваема. Кроме того, значение рН в исходном состоянии не могло быть измерено, так сразу при погружении измерителей рН на них образовывались маленькие пузырьки. Синтетическая кислота также не была растворима в рассолах, но была равномерно диспергирована. После выдерживания при постоянной температуре 150°Р (66°С) во флюидах наблюдалось помутнение и некоторая лёгкая сепарация сверху флюида. В рассоле 13,0 фунт/галлон (1560 кг/м³) внизу раствора образовались кристаллы.

Кроме всего прочего, этим примером предлагаются желательные характеристики смешиваемости СЬПА в растворах различной концентрации.

Пример 5.

Металлы разрушаются коррозией обычно путём прямого химического воздействия при повышенных температурах в сухой среде или путём электрохимического процесса при низких температурах в смачиваемых водой или влажных средах. Коррозия может происходить вследствие стремления металлов перейти в более устойчивую форму, например, в оксиды, сульфаты, сульфиды или карбонаты. Теорией не ограничивается положение о том, что вступившие в реакцию (буферизованные) флюиды в целом отличаются низкой скоростью коррозии. Однако, когда брейкерный раствор не буферизован, коррозия может быть чрезвычайно сильной. В случае, если брейкерная система не вступит во взаимодействие с достаточным количеством карбонатной фильтрационной корки, эта коррозия может привести к ситуации, грозящей повреждением ствола скважины.

Для оценки потенциала разрушения металлов в забое скважины были проведены испытания небуферизованных флюидов с концентрацией на уровне 10% (смотри табл. 6 ниже) брейкерной системы в рассоле ЫаВг 11 фунт/галлон (1320 кг/м³). Испытания были проведены при различной температуре в течение 7 дней по нижеследующей методике:

Коррозионное воздействие брейкерных систем оценивали, полностью погружая образец из мягкой углеродистой стали для испытаний на коррозию (приобретённый у Рапп ПтЛгитсШ Сотрапу, Хьюстон, Техас) в испытываемый ИаВт флюид при повышенной температуре. В каждом испытании в двух разных широкогорлых сосудах испытывали два образца. Во время заливки испытываемого флюида каждый образец прислоняли в вертикальном положении к внутренней стенке сосуда. Все испытания проводили при отношении объёма к площади поверхности, составлявшем приблизительно 20 мл/кв.дюйм. Затем сосуд помещали в печь при температуре 105°Р (41°С) или 150°Р (66°С). По истечении 7 дней образцы вынимали, очищали и высушивали. Скорость коррозии рассчитывали по потере веса образцом.

Табл. 6 показывает, что при обеих концентрациях и в обоих температурных режимах ΟΌΌΆ менее коррозионно-активен по сравнению с испытанным брейкерным флюидом на основе прекурсора кислоты. Кроме того, по сравнению с прекурсором кислоты, ΟΌΌΆ показал гораздо меньшее увеличение скорости коррозии как при повышении концентрации, так и при повышении температуры.

Таблица 6

Температура испытания, “ЕГО	Продукт	Средний исходный вес, г	Средний конечный вес, г	Скорость коррозии, мм/год
150°Р (66°С)	ΘΙΌΑ	24,4851	24,1828	19,1
Прекурсор кислоты	21,2267	21,1064	23,6
	ЕОТА	21,4851	20,5323	60,2
105Т (41’С)	США	21,3860	21,0267	7,6
Прекурсор кислоты	21,4309	21,27	10,2
ЕОТА	21,3860	21,0267	24,7

Пример 6.

По описываемой ниже методике ΟΌΌΆ, ΕΌΤΆ и прекурсор кислоты (поставляемый НаШЪийоп Епегду §ету1се5, 1пс. под торговой маркой Ν-РЬО^) были испытаны с целью сравнения их способности к удалению фильтрационной корки. В табл. 7 ниже приведены характеристики и состав флюида для вскрытия пласта, используемого для отложения фильтрационной корки. Синтетический флюид для вскрытия пласта приготовили, смешивая требуемые добавки и полимеры (ксантан и производное крахмала) вместе с тампонирующими материалами в блендере в течение 60 мин. Флюид поместили на 16 ч в

- 15 026696 печь с температурой 150°Р (66°С). Затем флюид удалили из печи, охладили и снова перемешали в течение 10 мин. Затем создали фильтрационную корку, профильтровывая флюид для вскрытия пласта в течение приблизительно 2 ч через алокситовый диск (поставляемый Рапп 1п51гитсп1 Сотрапу, Хьюстон, Техас) под давлением 500 ρδίά (3,45 мПа) при надлежащей температуре. Затем алокситовые диски поместили в фильтровальную ячейку с высоким давлением и высокой температурой НРНТ (поставляемую Рапп 1и81гитеп1 Сотрапу, Хьюстон, Техас) и дали им охладиться. После охлаждения оставшийся флюид для вскрытия пласта аккуратно вылили и заменили брейкерными системами известной объёмной концентрации в надлежащем рассоле. Для флюида для вскрытия пласта значение предела текучести составило 25 фунт/100 фут² (12 Па).

На фиг. 3А, 3В показана фильтрационная корка, оставшаяся на алокситовых дисках после размачивания в брейкерной системе в течение 16 ч при температуре либо 100°Р (38°С) либо 150°Р (66°С). На левой фотографии фиг. 3А показана фильтрационная корка, оставшаяся после размачивания в 20%-ом СЬБА (11 фунт/галлон ЫаВг [1320 кг/м³]) при 100°Р (38°С). На правой фотографии фиг. 3А показана фильтрационная корка, оставшаяся после размачивания в 20%-ном прекурсоре кислоты (11 фунт/галлон ЫаВг [1320 кг/м³]) при 100°Р (38°С). На левой фотографии фиг. 3В показана фильтрационная корка, оставшаяся после размачивания в 20%-ной минеральной кислоте при 150°Р (66°С). На правой фотографии фиг. 3В показана фильтрационная корка, оставшаяся после размачивания в 20%-ном ЕБТА при 150°Р (66°С). В случае СЬБА очевидно, что целостность корки была нарушена за счёт растворения карбоната кальция, что позволило флюиду в фильтровальной ячейке НРНТ протекать сквозь диск.

В целом по сравнению с прекурсором кислоты, СЬБА оказался способен удалить с алокситового диска почти то же количества (приблизительно 60%) фильтровальной корки. При этом удаление фильтрационной корки СЬБА имело гораздо более равномерное распределение даже при низкой температуре. И наоборот, прекурсор кислоты продемонстрировал локальное удаление фильтрационной корки. Равномерность разложения является чрезвычайно желательной для условий забоя скважины, где фильтрационная корка может простираться на тысячи футов, что создаёт условия для сообщения коллекторов со стволом скважины. Теорией не ограничивается положение о том, что такое равномерное удаление фильтрационной корки предполагает, что СЬБА удаляет или диспергирует полимер и другие содержащиеся в фильтрационных корках компоненты, что является удивительным. Не удивительно, что ЕБТА был также эффективен в равномерном удалении фильтрационной корки по сравнению с прекурсором кислоты.

Фиг. 3А, 3В также демонстрируют минимальное образование свищей фильтровальной корки, обработанной СЬБА. Свищи обычно обнаруживаются в материалах карбонатного керна и развиваются, когда кислота находит локализованный участок поверхности, а не действует на всю поверхность равномерно. В результате кислота атакует локальную группу пор и увеличивает поровые каналы. Обычно свищи могут иметь размер от 1/8 (0,3175 см) до 1/2 (0,5 см) в зависимости от вида кислоты, температуры и материала пласта. Для равномерного удаления фильтрационной корки предполагается отсутствие формирования свищей. Свищи могут стать причиной нескольких нежелательных эффектов при различных работах в забое скважины.

Таким образом, данное испытание показывает, что ОЬБА способен удалять фильтрационную корку с эффективностью прекурсора кислоты, но более равномерно, имея при этом меньше нежелательных эффектов образования свищей. В равномерном удалении фильтрационной корки ОЬБА приблизительно столь же эффективен, как и ЕБТА. но создаёт меньшее количество экологических проблем. Равномерное удаление фильтрационной корки ОЬБА также минимизирует образование свищей, которое крайне нежелательно в определённых обстоятельствах.

Таблица 7

Флюид	Единица измерения	1,00
Продукты и характеристики
Плотность	Фунт/галлон	9,40(1130 кг/м3)
Вода	баррель	0,83 (132 литра)

- 16 026696

№С1	млрд1	96,40 (275,0 кг/м3)
Противовспенивающий агент	млрд'1	0,01 (0,03 кг/м3)
Загуститель	млрд'1	0,75 (2,14 кг/м3)
ЫаОН	млрд'1	0,50(1,43 кг/м3)
Крахмал	млрд'1	8,00 (22,8 кг/м3)
Карбонат кальция	млрд'1	40,00(114,1 кг/м3)
Сульфит натрия	млрд'1	0,50(1,43 кг/м3)
Выдерживание при 150 (66*С)	часов	16,00
Перемешивание заново на универсальном смесителе	минут	10,00
Пластическая вязкость	сП	16,00
Предел текучести	100 фунт/фут2	25,00(11,97 Па)
10 сек гель	100 фунт/фут2	5,00 (2,39 Па)
10 мин гель	100 фунт/фут2	11,00 (5,267 Па)
Водоотдача по ΑΡΙ, куб. см/30 мин	мл/мин	7,00

Пример 7.

Для моделирования работы брейкерного раствора при возможном применении в забое скважины, 20%-ный раствор СЬИА в бромистом натрии 11 фунт/галлон Ν;·ιΒγ [1320 кг/м³] использовали в многоэтапном испытании на возвратную проницаемость на цилиндре керна песчаника Берна низкой проницаемости. Испытания проводились по описываемой ниже методике.

Из блока, имеющего низкую проницаемость песчаника Берна (пористость около 20%), вырезали цилиндр керна диаметром 1,0 (2,54 см). Цилиндр керна вставили в обжимной рукав Ручного Измерителя Возвратной Проницаемости (МРК). Камеру высокого давления герметично закрыли и поддерживали температуру приблизительно 110°Р (43°С) при обжимном давлении приблизительно 2500 ρδί (17 МПа). После того, как температура и давление обжима стабилизировались, через керн с расходом 4 мл/мин пропускали профильтрованный до 0,45 мкм изопарафиновый растворитель (§ОЬТКОЬ® 170, поставляемый на рынок СНсугоп РЫШрв СНспнса1 Сотрапу) против обратного давления, равного приблизительно 200 ρδΐ (1,4 МПа). После установления постоянной проницаемости с ЗОЬТКОЬ® 170 поток останавливали. Значения исходной и конечной проницаемости рассчитали по закону Дарси для потока с линейным распределением скоростей:

(Ω μ 1_) (14700)

К= (60 Ар А) где К = проницаемость в мД;

= расход в куб.см/мин;

М = вязкость флюида при 100°Р (38°С) = 1 сП;

Ь = длина цилиндра керна, см;

14700 = переводной коэффициент (атмосферы в ρδί и дарси в миллидарси);

= переводной коэффициент (куб.см/мин в куб.см/с);

Др = падение давления, ρκΐ;

А = площадь поперечного сечения цилиндра керна, см².

Моделирование обработки в лаборатории включало в себя три этапа, причём каждый из этих этапов имел потенциал повреждение или снижение проницаемости пласта. Первый этап предусматривал введение флюида для вскрытия пласта в цилиндр керна с вытеснением тем самым ЗОЬТКОЬ® 170, после чего начинался второй этап выдерживания перепада давления флюида для вскрытия пласта на керне на уровне 500 ρδίά (500 МПа) в течение 2 ч для осаждения фильтрационной корки при одновременном сборе фильтрата. Третий этап предусматривал вытеснение флюида для вскрытия пласта из испытательных магистралей и камеры путём откачки ЗОЬТКОЬ® 170 в течение 15 мин с расходом 10 мл/мин. После завершения вытеснения флюида для вскрытия пласта оценивали повреждения, причинённые за три предшествующие этапа впрыска путём прокачивания ЗОЬТКОЬ® 170 через керн до достижения постоянной проницаемости с использованием той же процедуры, что и для исходной проницаемости.

Затем поток был остановлен и был введён раствор брейкерного флюида тем же самым методом, каким в цилиндр керна помещали флюид для вскрытия пласта. Потоку брейкерного флюида позволили пройти сквозь керн и затем остановили после того, как флюид был собран в объёме, равном одному объёму порового пространства. Систему оставили размокать в брейкерном флюиде на 16 ч при температуре

- 17 026696 испытания.

Фиг. 4 иллюстрирует исходную проницаемость, полученную на цилиндре керна до и после повреждения керна, а также после обработки брейкерным флюидом и перезапуска потока §ОЬТКОЬ 170 с постоянным расходом 4 мл/мин. Проницаемость вернулась на 86% от исходного значения после повреждающей обработки флюидом для вскрытия пласта. После этого брейкерный флюид прокачали через цилиндр керна малым расходом 2 мл/мин под давлением 200 ρδί (1,4 МПа) и перед остановкой потока собрали флюид в количестве одного объёма порового пространства. Рассчитанная возвратная проницаемость после вычистки брейкером в течение 16 ч составила 94% от исходной проницаемости.

Таким образом, данный Пример даёт основание предположить, что кроме всего прочего СЬОЛ эффективен для разрушения фильтрационных корок при применении в забое скважины при существующих скважинных условиях. СБЭЛ также способен мгновенно восстанавливать возвратную проницаемость песчаника Берна в смоделированных условиях забоя скважины по температуре, давлению и химической среде.

Пример 8.

В данном Примере оценивалась совместимость и растворяющая способность различных брейкерных систем с формиатовым рассолом. В качестве образцов брейкеров брались прекурсор кислоты (ΝРЬОА™ 325, поставляемый на рынок НаШЬийоп Еиегду §егуюе8, 1пс.), ΕΌΤΆ и ΟΕΌΆ. Для каждого образца приготовили 20 об.% образец брейкера в рассоле муравьинокислого калия трёх разных концентраций (11 фунт/галлон [1320 кг/м³], 12 фунт/галлон [1440 кг/м³], 13 фунт/галлон [1560 кг/м³]).

С целью определения совместимости каждого брейкера с рассолом муравьинокислого калия каждый образец был проверен на образование формиатовых солей. Эти осадки указывали на несовместимость брейкерной системы с формиатовым рассолом. Результаты испытаний на совместимость приведены в табл. 8 ниже. Образцы, в которых наблюдался осадок, отмечены звёздочкой (*). Табл. 8 демонстрирует, что прекурсор кислоты оказался несовместим с формиатовым рассолом в каждой из испытанных концентраций. ΕΌΤΆ был совместим с формиатовым рассолом только на наименьшей из испытанных концентраций, в то время как ΟΕΌΆ был полностью совместим с формиатовым рассолом.

Была также испытана растворяющая способность брейкерных систем при различных концентрациях формиатового рассола. В каждом из испытаний в широкогорлый сосуд с брейкерами добавили по 2,5 г карбоната кальция. Затем широкогорлые сосуды высушивали в течение 16 ч в печи при температуре 90°Р (32°С). По истечении данного времени взвесили количество оставшегося карбоната и занесли получившееся значение в таблицу. Разность веса являлась показателем количества карбоната, растворённого брейкерной системой и/или выпавшего в осадок в результате своей несовместимости с формиатовым рассолом. Значения измеренного веса и процентные отношения сведены в табл. 8 ниже. По представленным в табл. 8 результатам видно, что при более низкой концентрации формиата (11 фунт/галлон [1320 кг/м³]) ΕΌΤΆ показал относительно высокую растворяющую способность. ΟΡΌΆ показал гораздо меньшую растворяющую способность по сравнению с ΕΌΤΆ при концентрации формиата (11 фунт/галлон [1320 кг/м³]). Однако ΟΡΌΆ оказался единственным брейкером, совместимым с формиатовым рассолом при более высоких концентрациях.

Данный пример помимо всего прочего показывает, что из всех испытанных брейкерных систем только ΟΡΌΆ полностью совместим с рассолом муравьинокислого калия в испытанных диапазонах концентраций. После высушивания в печи системы на основе ΟΡΌΆ в целом содержали большие количества карбоната по сравнению с прекурсором кислоты или ΕΌΤΆ. Однако это частично явилось следствием выпадения осадка в кислотной и ΕΌΤΆ системах. В то время как ΕΌΤΆ показал более высокую растворяющую способность при самых низких концентрациях формиата, ΟΡΌΆ может быть единственно практически применимым брейкером при более высоких концентрациях формиата из-за осаждения формиатовых солей.

- 18 026696

Таблица 8

	11 фунт/галлон [1320 кг/м3] Формиат калия	12 фунт/галлон [1440 кг/м3] Формиат калия	13 фунт/галлон [1560 кг/м3] Формиат калия
Количество оставшегося карбоната, г	% Растворённого или выпавшего в осадок	Количество оставшегося карбоната, г	% Растворённог о или выпавшего в осадок	Количество оставшегося карбоната, г	% Растворён ного или выпавшег о в осадок
М-Р1ои325	0,26*	90	0,40*	84	1,25*	50
ЕОТА	0,21	92	0,28*	89	1,10*	56
США	1,05	48	1,67	33	2,00	20

* В системе произошло выпадение осадка с формированием формиатовых солей, растворённых на фильтровальной бумаге промывкой водой. Следовательно, оставшееся количество не является результатом растворения карбоната. Выпадение солей в осадок указывает на несовместимость брейкерной системы с формиатовым рассолом.

Таким образом, настоящее изобретение хорошо подходит для достижения целей и преимуществ, как указанных, так и внутренне ему присущих. Раскрытые выше варианты осуществления приведены только для иллюстрации, так как настоящее изобретение может быть модифицировано и реализовано различными, но эквивалентными методами, очевидными для специалистов в данной области техники, вооружённых изложенными здесь идеями. Кроме того, детали показанных здесь конструкции или дизайна не ограничиваются ничем, кроме как приводимой ниже формулой изобретения. Соответственно является несомненным то, что раскрытые выше конкретные примеры осуществления могут быть изменены, скомбинированы или модифицированы, и все такие вариации не выходят за пределы объёма и сущности настоящего изобретения. Хотя составы и способы описываются как содержащие, имеющие в своём составе или включающие в свой состав разнообразные компоненты или этапы, составы и способы могут состоять существенно из или состоять из разнообразных компонентов или этапов. Все указанные выше численные значения и диапазоны могут варьироваться на некоторую величину. Во всех случаях, когда указывается численный диапазон с верхним и нижним пределами, при этом в частности указывается любое численное значение или любой поддиапазон в пределах этого диапазона. В частности, каждый указываемый здесь диапазон численных значений (описываемый как от приблизительно а до приблизительно Ъ, или, эквивалентно, приблизительно от а до Ъ, или приблизительно а-Ъ) следует понимать как обозначающий каждое численное значение и диапазон, заключённые внутри более широкого диапазона значений. Кроме этого, термины в формуле изобретения имеют простое и обычное значение, если заявителем патента явно и чётко не заявлено иное. В случае каких-либо расхождений в использовании слова или термина в данной спецификации и в одном или нескольких патентных документах, которые могут быть включёнными в эту спецификацию путём ссылки, правильными считаются дефиниции, согласующиеся с настоящей спецификацией.

Claims (15)

1. Способ удаления фильтрационной корки, содержащий обеспечение флюида для обработки, содержащего воду, тампонирующий агент и полимер; отложение тампонирующего агента и полимера в виде фильтрационной корки вдоль стенки ствола скважины в подземном пласте;

разложение указанных тампонирующего агента и полимера указанной фильтрационной корки флюидом для вычистки фильтрационной корки, содержащим водный флюид и Ь-глутаминовую Ν,Νдиуксусную кислоту и имеющим значение показателя рН, составляющее 5 или выше, при температуре 120°Р (49°С) или ниже, где указанный тампонирующий агент представляет собой карбонат кальция, цитрат магния, цитрат кальция, сукцинат кальция, малеат кальция, тартрат кальция, тартрат магния, цитрат висмута, гидраты перечисленных веществ или любую комбинацию перечисленного, указанный полимер представляет собой крахмал, ксантан, сукциногликан, гидроксиэтилцеллюлозу, поперечно-сшитую гидроксиэтилцеллюлозу, гуар или гуар гидроксипропил.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что флюид для вычистки фильтрационной корки дополни- 19 026696 тельно содержит по меньшей мере одно вещество из группы, состоящей из ингибитора коррозии, поверхностно-активного вещества, восстанавливающего железо агента, загустителя и любых комбинаций перечисленного.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество присутствует в количестве от 0,01 до 5% относительно объёма флюида для вычистки фильтрационной корки.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что Ь-глутаминовая Ν,Ν-диуксусная кислота присутствует в количестве от 10 до 15% относительно объёма флюида для вычистки фильтрационной корки.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что водный флюид является пресной водой, солёной водой, рассолом или морской водой.

6. Способ удаления фильтрационной корки, содержащий обеспечение флюида для вычистки фильтрационной корки, содержащего водный флюид и Ьглутаминовую Ν,Ν-диуксусную кислоту и имеющего значение показателя рН, составляющее 5 или выше;

приведение в соприкосновение фильтрационной корки, содержащей полимер и тампонирующий агент, с указанным флюидом для вычистки фильтрационной корки, при этом указанная фильтрационная корка находится в виде отложения вдоль стенки ствола скважины из флюида для обработки, содержащего воду, указанный тампонирующий агент и указанный полимер;

разложение указанных тампонирующего агента и полимера указанной фильтрационной корки указанным флюидом для вычистки фильтрационной корки при температуре 120°Р (49°С) или ниже, где указанный тампонирующий агент представляет собой карбонат кальция, цитрат магния, цитрат кальция, сукцинат кальция, малеат кальция, тартрат кальция, тартрат магния, цитрат висмута, гидраты перечисленных веществ или любую комбинацию перечисленного, указанный полимер представляет собой крахмал, ксантан, сукциногликан, гидроксиэтилцеллюлозу, поперечно-сшитую гидроксиэтилцеллюлозу, гуар или гуар гидроксипропил.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что фильтрационная корка дополнительно содержит по меньшей мере одно вещество из группы, состоящей из утяжелителя, мелкой фракции пласта, частиц бурения, поверхностно-активного вещества и любых комбинаций перечисленного.

8. Способ по п.6, отличающийся тем, что флюид для вычистки фильтрационной корки дополнительно содержит по меньшей мере одно вещество из группы, состоящей из ингибитора коррозии, поверхностно-активного вещества, восстанавливающего железо агента, загустителя и любых комбинаций перечисленного.

9. Способ по п.6, отличающийся тем, что Ь-глутаминовая Ν,Ν-диуксусная кислота присутствует в количестве от 0,25 до 25% относительно объёма флюида для вычистки фильтрационной корки.

10. Способ по п.6, отличающийся тем, что водный флюид является пресной водой, солёной водой, рассолом или морской водой.

11. Способ удаления фильтрационной корки, содержащий обеспечение на поверхности внутри подземного пласта фильтрационной корки, содержащей полимер и тампонирующий агент, при этом указанная фильтрационная корка находится в виде отложения вдоль стенки ствола скважины из флюида для обработки, содержащего воду, указанный тампонирующий агент и указанный полимер;

обеспечение флюида для вычистки фильтрационной корки, содержащего водный флюид и Ьглутаминовую Ν,Ν-диуксусную кислоту, где указанный флюид для вычистки фильтрационной корки имеет значение показателя рН, составляющее 5 или выше;

приведение указанной фильтрационной корки в соприкосновение с указанным флюидом для вычистки фильтрационной корки при температуре 120°Р (49°С) или ниже для придания прилегающему к фильтрационной корке участку подземного пласта возвратной проницаемости по меньшей мере 86%, где указанный тампонирующий агент представляет собой карбонат кальция, цитрат магния, цитрат кальция, сукцинат кальция, малеат кальция, тартрат кальция, тартрат магния, цитрат висмута, гидраты перечисленных веществ или любую комбинацию перечисленного, указанный полимер представляет собой крахмал, ксантан, сукциногликан, гидроксиэтилцеллюлозу, поперечно-сшитую гидроксиэтилцеллюлозу, гуар или гуар гидроксипропил.

12. Способ по п.11, отличающийся тем, что фильтрационная корка дополнительно содержит по меньшей мере одно вещество из группы, состоящей из утяжелителя, мелкой фракции пласта, частиц бурения, поверхностно-активного вещества и любых комбинаций перечисленного.

13. Способ по п.11, отличающийся тем, что флюид для вычистки фильтрационной корки дополнительно содержит по меньшей мере одно вещество из группы, состоящей из ингибитора коррозии, поверхностно-активного вещества, восстанавливающего железо агента, загустителя и любых комбинаций перечисленного.

14. Способ по п.11, отличающийся тем, что Ь-глутаминовая Ν,Ν-диуксусная кислота присутствует в количестве от 10 до 15% относительно объёма флюида для вычистки фильтрационной корки.

15. Способ по п.11, отличающийся тем, что водный флюид является пресной водой, солёной водой, рассолом или морской водой.

- 20 026696

Фиг. 1В

Фиг. 2

ОЬОА (Глутаминовая Прекурсор кислоты диуксусная кислота)

Фиг. ЗА

- 21 026696

Прекурсор кислоты ЕГ)ТА (Этилендиамин тетрауксусная кислота)

Фиг. 3 В