Способ обработки скважины (варианты) и состав пробки для использования в скважине

013449 Область техники Настоящее изобретение относится к способам и составу для обработки скважин , обеспечивающим регулирование поглощения бурового раствора пластом и интенсификацию, селективную интенсификацию и селективную деинтенсификацию скважины. Предшествующий уровень техники При бурении или завершении скважин в подземных формациях, обычно, разные текучие среды применяют в скважине по множеству причин. Для целей изобретения эти текучие среды будут, в общем,упоминаться как "скважинные текучие среды". Общее использование для скважинных текучих сред включает смазку и охлаждение режущих поверхностей бурового долота при бурении вообще или при вскрытии продуктивного пласта (то есть, вскрытие продуктивного пласта целевого нефтеносного пласта), транспортировку "выбуренной породы" (куски формации, смещенные режущим действием зубцов бурового долота) к поверхности, регулирование давления пластовой текучей среды для предотвращения выбросов, поддерживание стабильности скважины, подвешивание шлама в скважине, минимизацию фильтрации бурового раствора в пласт и стабилизацию формации, через которую проходит скважина,минимизацию фильтрации бурового раствора в пласт после того, как скважина пробурена и во время операций заканчивания скважины, таких как, например, перфорация скважины, замена инструмента,присоединение сетки вибрационного сита к концу труб добычи, заполнение скважинной текучей среды гравием или разрыв пласта около скважины, вытеснение текучей среды в пределах скважины другой текучей средой, очистку скважины, опробывание скважины, установление местоположение пакера и пакерной текучей среды, ликвидацию скважины или подготовку к ликвидации скважины, и другие обработки скважины или пласта. Солевые растворы (такие как, например, водный CaBr2) обычно применяют в качестве скважинных текучих сред, из-за этого растворы являются обычно, по существу, не содержащими суспендированного твердого материала. Кроме того, солевые растворы часто применяют для достижения подходящей плотности при использовании в операциях бурения скважины. Как правило, солевые растворы включают галоидные соли моно- или двухвалентных катионов, таких как натрий, калий, кальций и цинк. Солевые растворы на основе хлоридов этого типа использовались в нефтедобывающей промышленности больше 50 лет, солевые растворы на основе бромидов в течение по меньшей мере 25 лет, и солевые растворы на основе формиата в течение примерно прошлых десяти лет. Одно дополнительное преимущество использования солевых растворов состоит в том, что солевые растворы обычно не повреждают определенные типы скважинных образований, при этом для образований, которые, как обнаружено, взаимодействуют неблагоприятно с одним типом солевого раствора, часто есть другой тип доступного солевого раствора, с которым это образование не будет взаимодействовать неблагоприятно. Разные соединения обычно добавляют к скважинным текучим средам на основе солевых растворов. Например, скважинная текучая среда на основе солевого раствора может также включать, среди других добавок, загустители, антикоррозийные добавки, смазки, добавки для регулирования рН, поверхностноактивные вещества, растворители и (или) средства утяжеления. Некоторые типичные загустители скважинных текучих сред на основе солевых растворов включают природные полимеры и их производные,такие как смола ксантана и гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ). Кроме того, могут использоваться разные полисахариды и их производные, как известно в технологии. Также в качестве загустителей часто применяются некоторые синтетические полимерные и олигомерные добавки, такие как поли(этиленгликоль) [ПЭГ], поли(диаллиламин), поли(акриламид), поли(аминометилпропилсульфонат) [полимер АМПС], поли(акрилонитрил), поли(винилацетат) [ПВА],поли(виниловый спирт) [ПВОН], поли(виниламин), поли(винилсульфонат), поли(стирилсульфонат), поли(акрилат), поли(метилакрилат), поли(метакрилат), поли(метилметакрилат), поли(винилпирролидон),поли(виниллактам), и со-, тер- и кватер-полимеры следующих сомономеров: этилена, бутадиена, изопрена, стирола, дивинилбензола, дивиниламин, 1,4-пентадиен-3-она(дивинилкетона), 1,6-гептадиен-4-она(диаллилкетона), диаллиламина, этиленгликоля, акриламида, АМПС, акрилонитрила, винилацетата, винилового спирта, виниламина, винилсульфоната, стирилсульфоната, акрилата, метилакрилта, метакрилата, метилметакрилата, винилпирролидона и виниллактама. Один пример того, как скважинная текучая среда, основанная на солевом растворе, может использоваться в комбинации с вышеперечисленными полимерами и олигомерами, изложен ниже. Когда бурение достигает глубины проникновения углеводород-несущего пласта, требуются специальные мероприятия для поддержания стабильности ствола скважины. Примерами формаций, в которых часто возникают проблемы стабильности, являются высокопроницаемые и (или) плохо-сцементированные пласты. В этих формациях может использоваться буровая технология, известная как "расширение ствола скважины". При расширении ствола скважины ствол скважины бурится для прохождения углеводород-несущей зоны, с использованием обычных методов. Обсадную трубу устанавливают в стволе скважины в месте выше углеводород-несущей зоны. Затем углеводород-несущая зона может быть перебурена, например, используя раздвижной буровой расширитель, увеличивающий диаметр уже пробуренного ствола скважины ниже обсадной трубы. Расширение ствола скважины обычно выполняют, используя специальные "чистые" буровые рас-1 013449 творы. Типичными буровыми растворами, используемыми в расширении ствола скважины, являются дорогие, водные, плотные солевые растворы, которые загущают гелирующими и (или) сшитыми полимерами, чтобы помочь в удалении выбуренной породы пласта. Высокая проницаемость целевого пласта,однако, может позволить большим количествам бурового раствора теряться в пласте. Буровые растворы,потерянные в пласте, становится трудно удалить. Солевые растворы бромидов кальция и цинка могут образовывать очень устойчивые, нерастворимые в кислоте соединения, когда реагируют с пластом или веществами, содержащимися там. Эта реакция может снизить проницаемость пласта к любому последующему истечению целевых углеводородов. Один из самых эффективных способов предотвращения такого повреждения пласта состоит в ограничении фильтрации бурового раствора в пласт. Для осуществления этих функций и продолжить бурение, буровой раствор должен оставаться в буровой скважине. Часто встречаются нежелательные пластовые условия, в которых существенные количества или, в некоторых случаях, фактически весь буровой раствор может быть потерян в пласте. Буровой раствор может оставить буровую скважину через большие или малые трещины или разломы в пласте или через высокопроницаемую горную материнскую породу, окружающую буровую скважину. Большинство скважин бурится с намерением образовать фильтрационную корку переменной толщины на стенках ствола скважины. Первичная цель фильтрационной корки состоит в снижении больших потерь бурового раствора в окружающей формации. К сожалению, часто встречаются пластовые условия, которые могут приводить к недопустимым потерям бурового раствора в окружающей формации,несмотря на тип применяемого бурового раствора и созданной фильтрационной корки. Обеспечение эффективного регулирования фильтрации бурового раствора без повреждения проницаемости пласта в операциях заканчивания скважины было главным требованием для идеальной жидкости для идеального понизителя фильтрации бурового раствора. Обычные понизители включают нефтерастворимые смолы, карбонат кальция и однородные солевые добавки для снижения водоотдачи. Эти понизители обеспечивают управление фильтрации бурового раствора по присутствию шлама, специфического к растворителю, который зависит от фильтрационной корки, накапливаемой на верхней стороне пласта для замедления потока в пласте и через пласт. Однако эти добавки могут вызвать серьезное повреждение участков вблизи ствола скважины после их применения. Это повреждение может значительно снизить уровни добычи, если проницаемость пласта не восстановлена до ее первоначального уровня. Далее, в подходящий момент операции заканчивания скважины фильтрационная корка должна быть удалена для восстановления проницаемости пласта, предпочтительно до ее первоначального уровня. Главным недостатком использования добавок для снижения фильтрации бурового раствора являются длительные периоды чистки, требующиеся после их использования. Циркуляция текучей среды,которая в некоторых случаях не может быть достигнута, часто требуется для обеспечения высокой движущей силы для обеспечения диффузии с целью способствования растворению концентрированного скопления материалов. Однородный солевой измельченный материал может быть удален циркуляцией ненасыщенного солевого раствора для растворения измельченного материала. При проведении операции гравийной набивки, если это происходит перед заполнением скважинного фильтра гравием, циркулирующая текучая среда часто вызывает обрушение стенок скважины в ствол скважины и дальнейшую потерю бурового раствора в пласт. Если удаление осуществляют после гравийной набивки, материал заполнения скважинного фильтра часто улавливает измельченный материал в пласте и делает удаление намного более трудным. Другие измельченные материалы, такие как карбонаты, могут быть удалены циркуляцией кислоты, однако могут возникнуть те же самые проблемы. Маслорастворимые смолы, карбонат и однородный солевой измельченный материал останутся изолированными в порах пласта, если они не будут контактировать с растворителем. В случаях, когда твердые материалы покрывают длинный участок ствола скважины, быстрое растворение растворителем вызывает локальное удаление. Следовательно, формируется зона поглощения и большинство растворителя утекает через зону поглощения вместо того, чтобы распространяться по всей длине ствола скважины. Дополнительно в интенсификационных обработках, таких как кислотная обработка, гидравлический разрыв и т.д., часто желательно закупоривать более проницаемую зону пласта для отклонения текучей среды обработки к менее проницаемым зонам, получающим недостаточную обработку. Обработки скважины, такие как кислотная обработка и гидроразрыв пласта подземных формаций, обычно применяют для улучшения или стимулирования отдачи углеводородов. Во многих случаях подземная формация может включать два или больше интервала, имеющие измененные проницаемость и(или) приемистость. Некоторые интервалы могут обладать относительно низкой приемистостью или способностью принять закачиваемые флюиды, вследствие относительно низкой проницаемости, высокого напряжения на месте и/или нарушения эксплуатационных качеств пласта. Такие интервалы могут быть закончены через отверстия в обсаженном трубами стволе скважины и/или могут быть закончены необсаженным стволом скважины. В некоторых случаях такие пластовые интервалы могут присутствовать в высокоотклоненном или горизонтальном участке ствола скважины, например, боковом участке необсаженного ствола скважины. В любом случае, при обработке разных интервалов, имеющих переменную приемистость, часто имеет место вытеснение в большинстве, если не всех, введенных текучих сред обработки-2 013449 скважины в один или несколько интервалов, имеющих самую высокую приемистость. Для более равномерного распределения вытесненных текучих сред обработки скважины в каждый из многочисленных интервалов, подлежащих обработке, были развиты способы и материалы для отклонения текучих сред обработки в интервалы более низкой проницаемости и/или приемистости. Однако обычные способы закупорки могут быть дорогостоящими и/или могут достигнуть только ограниченного успеха. В этом отношении, механические способы закупорки являются обычно сложными и дорогостоящими. Кроме того, механические способы закупорки обычно ограничиваются окружающими средами обсаженного ствола скважины и зависят от подходящего цемента и изолирующего инструмента для того,чтобы достигнуть закупорки. Альтернативно, закупоривающие средства, такие как полимеры, суспендированные твердые материалы и/или пена, использовались при одновременной обработке многих интервалов переменной приемистости. Такие закупоривающие средства обычно закачивают в подземную формацию перед текучей средой обработки скважины для закрытия интервалов более высокой проницаемости и отклонения текучей среды обработки скважины к интервалам более низкой проницаемости. Однако закупоривающее действие таких закупоривающих средств бывает часто трудно предсказать и контролировать, и, возможно, не является успешным в отклонении текучей среды обработки во все желательные интервалы. Дополнительно, в то время как желательно для этих вязких гелей быть устойчивыми при температуре забоя,также желательно, чтобы они быстро удалялись из пласта после обработки для устранения любого потенциального повреждения высокопроницамых интервалов. Нефтерастворимые смолы ранее использовались при закупоривающей обработке. Эти смолы, однако, просто растворяются при контакте с нефтью. При использовании в мокрой окружающей среде нефтерастворимые смолы вообще плохо разжижают пробки смолы при удалении из пласта. Применение водорастворимых полимеров вместе со сшивающими средствами в подходящей концентрации в качестве закупоривающих средств стало обычной практикой в последние годы в нефтедобыче. При этом раствор, содержащий полимер и сшивающие средства, называемый гелирующим средством, нагнетают в желательные зоны и предоставляют ему достаточное количество времени для затвердевания в твердый или полутвердый гель. Эти гели применяют в нагнетательных скважинах, чтобы отклонить поток нагнетаемой воды или газа (СО 2) к зонам, не охваченным вытеснением, где дополнительная нефть может быть добыта. Сшитый полимерный гель может больше использоваться постоянно, поскольку практические системы разжижения не всегда эффективны в удалении гелированной пробки. Как правило, окислители при низком рН имеют наибольший успех в разжижении сшитого полимерного геля. Однако эти системы разжижения плохо совмещаются с металлургией, поскольку они имеют тенденцию быть явно коррозийными. Соответственно, имеется потребность в устойчивой системе снижения фильтрации бурового раствора в пласт, которая может быть легко установлена в скважине и легко удалена, не нанося повреждения скважине. Сущность изобретения Согласно изобретению создан способ обработки скважины, включающий размещение в скважине понизителя фильтрации бурового раствора, включающего по меньшей мере одно соединение, выбранное из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля и реагирующее с кальциевым солевым раствором, присутствующим в скважине, с образованием пробки. Кальциевый солевой раствор может включать по меньшей мере одно соединение, выбранное изCaCl2 и CaBr2. Способ может использоваться для скважины, включающей по меньшей мере одну проблематичную углеводородсодержащую зону и по меньшей мере одну непроблематичную зону, и размещение может включать размещение понизителя фильтрации бурового раствора в по меньшей мере одной непроблематичной зоне. Пробка может содержать продукт реакции между ионами кальция и гликолем. Способ может дополнительно включать нагнетание в скважину разжижающей текучей среды,включающей по меньшей мере одну из этилендиаминтетрауксусной кислоты, диэтилентриаминпентауксусной кислоты, триэтилентетрамингексуксусной кислоты, l,2-пропилендиаминтетрауксусной кислоты,1-фенилэтилендиаминтетрауксусной кислоты, 3,3-диметилбутан-1,2-тетрауксусной кислоты, 1,2,3 триаминопропан-гексауксусной кислоты, триметилендиаминтетрауксусной кислоты, нитрилотриуксусной кислоты, 1,2-циклогександиаминтетрауксусной кислоты, этилендиамингликольтетрауксусной кислоты, тетралин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, декалин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,2-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,4-диаминтетрауксусной кислоты, глютамино-N,N-диуксусной кислоты, 3-аминофтело-N,N-диуксусной кислоты или их солей. Способ может дополнительно включать удаление пробки из скважины. Способ может дополнительно включать бурение скважины с использованием кальциевого солевого раствора. Способ может дополнительно включать нагнетание кальциевого солевого раствора в скважину до-3 013449 размещения понизителя фильтрации бурового раствора. Способ может дополнительно включать нагнетание дополнительного кальциевого солевого раствора в скважину после размещения понизителя фильтрации бурового раствора, и размещение в скважине дополнительного понизителя фильтрации бурового раствора, включающего по меньшей мере одно соединение, выбранное из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля. Согласно другому варианту выполнения способ обработки скважины включает размещение в скважине понизителя фильтрации бурового раствора, включающего по меньшей мере одно соединение, выбранное из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля и реагирующее с кальциевым солевым раствором, присутствующим в скважине, с образованием пробки, при этом кальциевый солевой раствор включает по меньшей мере одно соединение, выбранное из CaCl2 и CaBr2. Способ может использоваться в скважине включающей по меньшей мере одну проблематичную углеводородсодержащую зону и по меньшей мере одну непроблематичную зону, в которой размещение понизителя фильтрации бурового раствора может включать его размещение в по меньшей мере одной непроблематичной зоне. Способ может дополнительно включать нагнетание в скважину разжижающей текучей среды,включающей по меньшей мере одну из этилендиаминтетрауксусной кислоты, диэтилентриаминпентауксусной кислоты, триэтилентетрамингексуксусной кислоты, 1,2-пропилендиаминтетрауксусной кислоты,1-фенилэтилендиаминтетрауксусной кислоты, 3,3-диметилбутан-1,2-тетрауксусной кислоты, 1,2,3 триаминопропан-гексауксусной кислоты, триметилендиаминтетрауксусной кислоты, нитрилотриуксусной кислоты, 1,2-циклогександиаминтетрауксусной кислоты, этилендиамингликольтетрауксусной кислоты, тетралин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, декалин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,2-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,4 диаминтетрауксусной кислоты, глютамино-N,N-диуксусной кислоты, 3-аминофтело-N,N-диуксусной кислоты или их солей. Согласно изобретению создан состав пробки для использования в скважине, полученный смешиванием и реакцией кальциевого солевого раствора, содержащего по меньшей мере одно соединение, выбранное из CaCl2 и CaBr2 с по меньшей мере одним соединением, выбранным из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля, с образованием пробки. Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из следующего описания со ссылками на приложенный чертеж, иллюстрирующий спектр дифракции рентгеновских лучей твердого тела согласно одному варианту настоящего изобретения. Подробное описание В одном аспекте варианты, настоящего изобретения относятся к составам и способам регулирования улучшения контроля в поглощении бурового раствора. Дополнительно, варианты изобретения, раскрытые здесь, относятся к закупоривающим обработкам в стволе скважины. Как описано выше, при потере бурового раствора в пласте или при необходимости отклонения текучих сред обработки от более проницаемой зоны к менее проницаемой зоне пласта, может быть сформирована пробка на проницаемых зонах пласта. Используемый здесь термин "пробка" означает твердый или гелевый материал, который блокировать или, более предпочтительно, может только временно блокировать проницаемые зоны пласта для предотвращения или снижения потерь бурового раствора в эти зоны. В одном варианте пробка может быть сформирована путем реакции понизителя фильтрации бурового раствора, включающего гликоль, с кальциевым солевым раствором для получения комплекса кальций-гликоль. После реакции гликоля с солями кальция комплекс кальций-гликоль высаживается из раствора и он может использоваться как пробка для снижения просачивания скважинных текучих сред в пласт. Комплекс кальций-гликоль, который осаждается из раствора и формирует пробку, является водорастворимым, однако медленно растворяется в солевом растворе высокой плотности. Понизитель фильтрации бурового раствора или закупоривающий состав могут включать гликоль, в частности, по меньшей мере, одно соединение из диэтиленгликоля и триэтиленгликоля, способное реагировать с солью кальция при образовании пробки. В других вариантах понизитель фильтрации бурового раствора или закупоривающий состав могут также включать тетраэтиленгликоль. Гликольсодержащая текучая среда для снижения фильтрации или закупоривающая обработка могут быть, по существу, бесполимерными. Использующийся термин, "по существу бесполимерные" означает, что понизитель фильтрации или закупоривающий состав включают не больше 5 вес.% полимера. Добавки, которые необязательно могут быть включены в понизитель фильтрации бурового раствора или закупоривающий состав, включают антикоррозийные добавки, загустители, пестициды, взаимные растворители, поверхностно-активные вещества, смачивающие средства, регуляторы рН, буферные средства, смазочные средства, регуляторы фильтрования, разбавители и утяжеляющие средства. Некоторые типичные загустители включают природные полимеры и производные, такие как ксантановая смола и гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭК) или синтетические полимеры и олигомеры, такие как поли(этиленгликоль) [ПЭГ], поли(диаллиламин), поли(акриламид), поли(аминометилпропилсульфонат)[полимер АМПС], поли(акрилонитрил), поли(винилацетат) [ПВА], поли(виниловый спирт) [ПВОН], поли(виниламин) , поли(винилсульфонат), поли(стирилсульфонат), поли(акрилат), поли(метилакрилат),-4 013449 поли(метакрилат), поли(метилметакрилат), поли(винилпирролидон), поли(виниллактам), и со-, тер- и кватерполимеры следующих сомономеров: этилена, бутадиена, изопрена, стирола, дивинилбензола, дивиниламин, 1,4-пентадиен-3-она (дивинилкетона), 1,6-гептадиен-4-она (диаллилкетона), диаллиламина,этиленгликоля, акриламида, АМПС, акрилонитрила, винилацетата, винилового спирта, виниламина, винилсульфоната, стирилсульфоната, акрилата, метилакрилата, метакрилата, метилметакрилата, винилпирролидона и виниллактама. Другие загустители включают основанные на глине загустители, особенно лапонит и другие маловолокнистые глины, такие как палыгорскиты (аттапульгит и сепиолит). При использовании полимерсодержащих загустителей, загустители могут использоваться в количестве до 5 вес.% жидкости для снижения водоотдачи с тем, чтобы жидкость не содержала полимера. Солевые растворы, пригодные для применения с понизителем фильтрации или закупоривающим составом, включают любой раствор, полезный в системах бурения нефтяных и газовых скважин и в подобных приложениях, такой как раствор, используемый в бурении, добыче и сохранении нефти и газа из подземных формаций. Растворы обычно содержат соли металлов, такие как, но не ограничиваясь ими,соли переходных металлов, соли щелочных металлов, соли щелочно-земельных металлов и их смеси. В одном варианте солевой раствор включает по меньшей мере одно из соединений, таких как бромид кальция и хлорид кальция. В других вариантах солевой раствор включает смесь бромида кальция и хлорида кальция. В других вариантах другие соли могут быть необязательно включены в солевой раствор по меньшей мере с одним из соединений, таких как бромид кальция и хлорид кальция. Концентрированный солевой раствор может включать соли в обычных количествах, обычно в пределах от приблизительно 1 до приблизительно 80%, предпочтительно от приблизительно 50% до приблизительно 80%, и наиболее предпочтительно от приблизительно 60% до приблизительно 75%, в расчете на общий вес раствора, хотя специалистам понятно, что могут использоваться количества за пределами этого диапазона также. Хотя понизители фильтрации действуют при всех концентрациях солевого раствора,оптимизация типа солевого раствора морской воды и концентрации может быть необходима для лучших рабочих характеристик флюида. В одном варианте концентрированный солевой раствор может быть от приблизительно 8,4 до 11,6 фунтов на галлон CaCl2, от приблизительно 8,4 до 14,8 фунтов на галлонCaBr2 , или от приблизительно 8,4 до приблизительно 15,1 фунтов на галлон смеси CaCl2-CaBr2; и предпочтительно концентрированный соляной раствор может быть от приблизительно 10,9 до 11,6 фунтов на галлон CaCl2, от приблизительно 13,0 до 14,8 фунтов на галлон CaBr2, или от приблизительно 10,9 до приблизительно 15,1 фунтов на галлон смеси CaCl2-CaBr2. В другом варианте солевой раствор может также содержать по меньшей мере одну из солей переходных металлов, солей щелочных металлов, солей щелочно-земельных металлов, и их смесь с указанным концентрированным соляным раствором, имеющим плотность от приблизительно 8,4 до приблизительно 25 фунтов на галлон, предпочтительно от приблизительно 10,9 до приблизительно 25 фунтов на галлон, и более предпочтительно от приблизительно 10,9 до приблизительно 20 фунтов на галлон. Солевой раствор или скважинная текучая среда, содержащая солевой раствор, могут также включать различные добавки, включая антикоррозийные добавки, загустители, пестициды, взаимные растворители, поверхностно-активные вещества, смачивающие средства, регуляторы рН, буферные средства,смазочные средства, регуляторы фильтрования, разбавители и утяжеляющие средства. Такие соединения должны быть известны специалистам по составлению буровых растворов. Разбавители, такие как лигносульфонаты, также часто добавляют к буровым растворам. Обычно добавляют лигносульфонаты, модифицированные лигносульфонаты, полифосфаты и танины. В других вариантах низкомолекулярные полиакрилаты могут также быть добавлены в качестве разбавителей. Разбавители добавляют к буровому раствору для снижения гидравлического сопротивления и тенденции структурообразования. Другие функции, выполняемые разбавителями, включают снижение фильтрации и толщины фильтрационной корки, противодействие влиянию солей, минимизацию влияния воды на пласт, эмульгирование нефти в воде и стабилизацию свойств бурового раствора при повышенных температурах. Тип и количество используемого утяжеляющего агента зависят от желательной плотности конечного состава бурового раствора. Типичные утяжеляющие генты включают, но не ограничиваются ими, суспендированное твердое вещество, такое как, например, барит, оксид железа, карбонат кальция, карбонат магния и комбинации таких материалов, и производные таких материалов, и растворимые твердые вещества, такие как, например, бромид кальция, хлорид кальция и другие соли, которые могут быть необязательно включены в концентрированный солевой раствор по меньшей мере с одним из соединений, бромидом кальция и хлоридом кальция. Присутствие концентрированного солевого раствора в скважине до размещения понизителя фильтрации или закупоривающего состава может следовать из концентрированного солевого раствора, используемого как буровой раствор или компонент бурового раствора, используемого в скважине. Альтернативно, если водоотдачу в пласт обнаруживают, концентрированный солевой раствор может быть закачан в скважину и в область, окружающую фильтрацию так, что понизитель фильтрации или закупоривающий состав размещается в скважине, причем солевой раствор и закупоривающий состав могут реаги-5 013449 ровать с образованием пробки, снижающей фильтрацию бурового раствора в пласт. Например, если скважина первоначально бурится с солевым раствором, содержащим 12,0 фунтов на галлон NaBr, и сталкиваются с чрезмерной водоотдачей, то может быть размещен солевой раствор, содержащий 12,0 фунтов на галлон CaCl2-CaBr2, за которым следует триэтиленгликоль при образовании пробки кальций-гликоль. Понизители фильтрации или закупоривающий состав могут нагнетаться в рабочую колонну, течь к забою скважины и затем вытекать из спусковой колонны в кольцевое пространство между колонной и обсадной трубой или стволом скважины. Эта часть обработки обычно упоминается как "тампон". Тампон может подталкиваться нагнетанием других текучих сред для заканчивания скважин позади тампона в положение в пределах ствола скважины, которое находится немедленно выше участка пласта, где предполагается фильтрация бурового раствора. Закачку текучих сред в ствол скважины затем останавливают,и фильтрация затем перемещает тампон к месту водоотдачи. Устанавливают тампон, таким образом, который часто упоминается как "заливка" тампона. Понизитель фильтрации (тампон) или закупоривающий состав могут затем реагировать с солевым раствором с образованием пробки около поверхности ствола скважины для значительного снижения утечки текучей среды в пласт. Понизитель фильтрации или закупоривающий состав могут быть выборочно установлены в ствол скважины, например, заливкой жидкости через шланг или закачкой под давлением. Скважинный анемометр или подобный инструмент может применяться для обнаружения скважинных потоков, которые указывают, где текучая среда может утекать в пласт. Относительное место утечки может быть определено также с помощью радиоактивных меток вдоль колонны труб. Различные методы размещения тампона,известные в технологии, обсуждаются, например, в патентах США 4662448, 6325149, 6367548,6790812, 6763888, которые включены в данное описание путем ссылки. Если кальциевый солевой раствор размещают в скважине до тампона гликоля, два понизителя фильтрации могут быть размещены единственным гибким трубопроводом, в котором они разделены,например, высоковязким солевым буфером, содержащим 12,0 фунтов на галлон NaBr так, чтобы когда эти два понизителя выходят из конца гибкого трубопровода в ствол скважины, они могли смешиваться и реагировать для образования пробки кальций-гликоль. Альтернативно, размещение может быть достигнуто через две отдельные колонки гибкого трубопровода, причем размещают первый понизитель, гибкий трубопровод извлекают и освобождают, и затем гибкий трубопровод вновь устанавливают и размещают второй понизитель. Будучи установленной, пробка может быть необязательно удалена закачкой разжижающей текучей среды в ствол скважины. В разных вариантах разжижающая текучая среда может включать солевой раствор, имеющий больше свободной воды, чем первоначально в скважине, смесь солевого раствора и пресной воды или пресной воды без солей. Было замечено, что комплексное соединение кальций-гликоль растворяется в пресной воде или в солевых растворах с достаточным количеством свободной воды, однако способ растворения пробки является медленным. В другом варианте для достижения быстрого разжижения разжижающая текучая среда включает хелатирующий реагент. В другом варианте разжижающая текучая среда включает водный раствор, содержащий по меньшей мере один из комплексообразующих реагентов: этилендиаминтетрауксусную кислоту (ЭДТУК), диэтилентриаминпентауксусную кислоту (ДТПУК), триэтилентетрамингексауксусную кислоту (ТТГУК), 1,2-пропилен-диаминтетрауксусную кислоту (ПДТУК), 1-фенилэтилендиаминтетрауксусную кислоту, 3,3-диметилбутан-1,2-тетрауксусную кислоту, 1,2,3-триаминопропангексауксусную кислоту, триметилендиаминтетрауксусную кислоту, нитрилотриуксусную кислоту (НТУК), 1,2-циклогександиаминтетрауксусную кислоту, этилендиамингликольтетрауксусную кислоту,тетралин-2,3-диаминтетрауксусную кислоту,декалин-2,3 диаминтетрауксусную кислоту, циклогексан-1,2-диаминтетрауксусную кислоту, циклогексан-1,3 диаминтетрауксусную кислоту, циклогексан-1,4-диаминтетрауксусную кислоту, глутамино-N,Nдиуксусную кислоту (ГЛДУК), 3-аминофтало-N,N-диуксусную кислоту (APhthDA) или другие, и их различные соли. Разжижающий флюид может необязательно содержать добавки, как известно специалистам в технологии составления буровых растворов. Разжижающие растворы могут быть составлены, например, растворением указанных ЭДТУК,ДТПУК, ТТГУК, ПДТУК, 1-фенилэтилендиаминтетрауксусной кислоты, 3,3-диметилбутан-1,2 тетрауксусной кислоты, 1,2,3-триаминопропангексауксусной кислоты, триметилендиаминтетрауксусной кислоты, НТУК, 1,2-циклогександиаминтетрауксусной кислоты, этилендиамингликольтетрауксусной кислоты, тетралин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, декалин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,2-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,4-диаминтетрауксусной кислоты, ГЛДУК, APhthDA или других, или их различных солей в пресной воде или в солевых растворах солей одновалентных катионов, чтобы достигнуть любой желательной плотности раствора в интервале от приблизительно 8,4 до приблизительно 25 фунтов на галлон. В одном варианте жидкость для снижения водоотдачи, содержащая триэтиленгликоль, может быть введена в солевой раствор, содержащий 14,8 фунтов на галлон CaBr2 для образования пробки. Количество гликоля (или ди-, три- или тетраэтиленгликоля), примененного в каждой жидкости, может зависеть от определенного пласта, подлежащего закупорке для эффективного управления фильтрацией. В одном варианте может быть выборочно размещен меньший объем гликоля, водоотдача может контролироваться и-6 013449 дополнительный объем гликоля может быть затем размещен для образования дополнительного осадка кальций-гликоля. Текущий контроль и размещение могут быть повторены, до тех пор, пока скорость водоотдачи не будет находиться в пределах приемлемого интервала. В одном варианте понизитель фильтрации, содержащий триэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 15,1 фунтов на галлон CaCl2-CaBr2. В другом варианте понизитель фильтрации, содержащий триэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 11,6 фунтов на галлон CaCl2. В еще одном варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий диэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 14,8 фунтов на галлон CaBr2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий диэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 15,1 фунтов на галлон CaCl2-CaBr2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий диэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 11,6 фунтов на галлон CaCl2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий тетраэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 14,8 фунтов на галлонCaBr2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий тетраэтиленгликоль,может быть введен в солевой раствор, содержащий 15,1 фунтов на галлон CaCl2-CaBr2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий тетраэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 11,6 фунтов на галлон CaCl2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий триэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 13,0 фунтов на галлон CaBr2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий триэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 10,9 фунтов на галлон CaCl2CaBr2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий триэтиленгликоль,может быть введен в солевой раствор, содержащий 10,9 фунтов на галлон CaCl2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий диэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 13,0 фунтов на галлон CaBr2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий диэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 10,9 фунтов на галлон CaCl2-CaBr2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий диэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 10,9 фунтов на галлон CaCl2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий тетраэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 13,0 фунтов на галлон CaBr2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий тетраэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор,содержащий 10,9 фунтов на галлон CaCl2-CaBr2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий тетраэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 10,9 фунтов на галлон CaCl2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции триэтиленгликоля и 13,0-14,8 фунтов на галлон солевого раствора CaBr2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе NaCl или NaBr. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции триэтиленгликоля и 10,9-11,6 фунтов на галлон солевого раствора CaCl2-CaBr2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе NaCl или NaBr. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции триэтиленгликоля и 10,9-11,6 фунтов на галлон солевого раствора CaCl2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе NaCl или NaBr. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции диэтиленгликоля и 13,014,8 фунтов на галлон солевого раствора CaBr2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе NaCl или NaBr. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора,содержащий разделенные порции диэтиленгликоля и 10,9-15,1 фунтов на галлон солевого раствораCaCl2-CaBr2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе NaCl илиNaBr. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции диэтиленгликоля и 10,9-11,6 фунтов на галлон солевого раствора CaCl2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе NaCl или NaBr. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции триэтиленгликоля и 13,0-14,8 фунтов на галлон солевого раствора CaBr2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основеNaCl или NaBr. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции тетраэтиленгликоля и 10,9-15,1 фунтов на галлон солевого раствора CaCl2-CaBr2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе NaCl или NaBr. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции тетраэтиленгликоля и 10,911,6 фунтов на галлон солевого раствора CaCl2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе NaCl или NaBr. Пример. 14,2 фунтов на галлон солевого раствора CaBr2 вводили в реакцию с диэтиленгликолем для получения твердого состава согласно варианту настоящего изобретения. Чертеж показывает спектр дифракции рентгеновских лучей твердого тела, полученного реакцией между диэтиленгликолем и 14,2 фунтами на галлон солевого раствора CaBr2. Пики в спектре, показанном на чертеже, сравнивали со спектрами из-7 013449 вестных соединений, найденных в доступных в настоящее время базах данных идентификации соединений, и ни один из спектров известных соединений не соответствует спектру, показанному на чертеже. Из этого спектра видно, что состав вещества, полученный при реакции диэтиленгликоля с 14,2 фунтами на галлон солевого раствора CaBr2, является новым составом. Из определения, что реакция между диэтиленгликолем и 14,2 фунтами на галлон солевого раствораCaBr2 создает новый состав, исключается, что новые составы будут получены, например, при реакции триэтиленгликоль с 13,0-14,8 фунтами на галлон солевого раствора CaBr2, при реакции триэтиленгликоля с 10,9-15,1 фунтами на галлон солевого раствора CaCl2-CaBr2, при реакции триэтиленгликоля с 10,9-11,6 фунтов на галлон солевого раствора CaCl2, при реакции диэтиленгликоля с 13,0-14,8 фунтами на галлон солевого раствора CaBr2, при реакции диэтиленгликоля с 10,9-15,1 фунтами на галлон солевого раствораCaCl2-CaBr2, при реакции диэтиленгликоля с 10,9-11,6 фунтами на галлон солевого раствора CaCl2, при реакции тетраэтиленгликоля с 13,0-14,8 фунтами на галлон солевого раствора CaBr2, при реакции тетраэтиленгликоля с 10,9-15,1 фунтами на галлон солевого раствора CaCl2-CaBr2 и при реакции тетраэтиленгликоля с 10,9-11,6 фунтами на галлон солевого раствора CaCl2. Преимущественно, варианты по настоящему изобретению предусматривают добавку для снижения фильтрации, которая может снижать или существенно устранять фильтрацию в пласт в стволе скважины,содержащем солевой раствор. Образование комплекса кальций-солевой раствор может также допускать временную и селективную закупоривающую обработку, в которой управление фильтрацией может быть выборочно применено к определенным участкам ствола скважины или зонам пласта. Водорастворимость комплекса кальций-солевой раствор допускает, что пробка может медленно удаляться в течение долгого времени без добавки какого-либо разжижителя или легко удаляться с добавкой разжижающей текучей среды, не подвергая пласт или скважинные инструменты, устройства, и т.д. жестким условиям, которые могут вызвать постоянное нарушение пласта, неустойчивость ствола скважины или коррозию металлических конструкций ствола скважины. Комплекс может также обладать стабильностью при высоких температурах без опасности разложения полимера. В то время как изобретение было описано относительно ограниченного числа вариантов, специалистам в данной области техники понятно, что другие варианты могут быть разработаны, которые не отступают от объема изобретения, как раскрыто здесь. Соответственно, объем изобретения должен быть ограничен только присоединенной формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ обработки скважины, содержащий размещение в скважине понизителя фильтрации бурового раствора, включающего по меньшей мере одно соединение, выбранное из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля и реагирующее с кальциевым солевым раствором, присутствующим в скважине, с образованием пробки. 2. Способ по п.1, в котором кальциевый солевой раствор включает по меньшей мере одно соединение, выбранное из CaCl2 и CaBr2. 3. Способ по п.1, используемый для скважины, включающей по меньшей мере одну проблематичную углеводородсодержащую зону и по меньшей мере одну непроблематичную зону, в котором размещение включает размещение понизителя фильтрации бурового раствора по меньшей мере в одной непроблематичной зоне. 4. Способ по п.1, в котором пробка содержит продукт реакции между ионами кальция и гликолем. 5. Способ по п.1, дополнительно содержащий нагнетание в скважину разжижающей текучей среды,включающей по меньшей мере одну из этилендиаминтетрауксусной кислоты, диэтилентриаминпентауксусной кислоты, триэтилентетрамингексуксусной кислоты, 1,2-пропилендиаминтетрауксусной кислоты,1-фенилэтилендиаминтетрауксусной кислоты, 3,3-диметилбутан-1,2-тетрауксусной кислоты, 1,2,3 триаминопропангексауксусной кислоты, триметилендиаминтетрауксусной кислоты, нитрилотриуксусной кислоты, 1,2-циклогександиаминтетрауксусной кислоты, этилендиамингликольтетрауксусной кислоты,тетралин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, декалин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан 1,2-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,4 диаминтетрауксусной кислоты, глютамино-N,N-диуксусной кислоты, 3-аминофтело-N,N-диуксусной кислоты или их солей. 6. Способ по п.1, дополнительно содержащий удаление пробки из скважины. 7. Способ по п.1, дополнительно содержащий бурение скважины с использованием кальциевого солевого раствора. 8. Способ по п.1, дополнительно содержащий нагнетание кальциевого солевого раствора в скважину до размещения понизителя фильтрации бурового раствора. 9. Способ по п.8, дополнительно содержащий нагнетание дополнительного кальциевого солевого раствора в скважину после размещения понизителя фильтрации бурового раствора и размещение в скважине дополнительного понизителя фильтрации бурового раствора, включающего по меньшей мере одно соединение, выбранное из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля.-8 013449 10. Способ обработки скважины, содержащий размещение в скважине понизителя фильтрации бурового раствора, включающего по меньшей мере одно соединение, выбранное из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля и реагирующее с кальциевым солевым раствором, присутствующим в скважине, с образованием пробки, при этом кальциевый солевой раствор включает по меньшей мере одно соединение, выбранное из CaCl2 и CaBr2. 11. Способ по п.10, используемый в скважине, включающей по меньшей мере одну проблематичную углеводородсодержащую зону и по меньшей мере одну непроблематичную зону, в котором селективное размещение понизителя фильтрации бурового раствора включает его размещение по меньшей мере в одной непроблематичной зоне. 12. Способ по п.10, дополнительно содержащий нагнетание в скважину разжижающей текучей среды, включающей по меньшей мере одну из этилендиаминтетрауксусной кислоты, диэтилентриаминпентауксусной кислоты, триэтилентетрамингексуксусной кислоты, 1,2-пропилендиаминтетрауксусной кислоты, 1-фенилэтилендиаминтетрауксусной кислоты, 3,3-диметилбутан-1,2-тетрауксусной кислоты,1,2,3-триаминопропангексауксусной кислоты, триметилендиаминтетрауксусной кислоты, нитрилотриуксусной кислоты, 1,2-циклогександиаминтетрауксусной кислоты, этилендиамингликольтетрауксусной кислоты, тетралин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, декалин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,2-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,4-диаминтетрауксусной кислоты, глютамино-N,N-диуксусной кислоты, 3-аминофтело-N,Nдиуксусной кислоты или их солей. 13. Состав пробки для использования в скважине, полученный смешиванием и реакцией кальциевого солевого раствора, содержащего по меньшей мере одно соединение, выбранное из CaCl2 и CaBr2, по меньшей мере с одним соединением, выбранным из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля, с образованием пробки.