Разрушающие флюиды высокой плотности и способы их применения

РАЗРУШАЮЩИЕ ФЛЮИДЫ ВЫСОКОЙ ПЛОТНОСТИ И СПОСОБЫ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ Предложен скважинный флюид, который включает флюид на водной основе, хелатирующий агент и по меньшей мере один фермент, в котором скважинный флюид имеет pH по меньшей мере 6,5. Уровень техники Область техники Варианты осуществления, раскрытые в настоящем изобретении, в целом относятся к флюидам для разрушения глинистой корки в стволе скважины. Дополнительно, варианты осуществления, раскрытые в настоящем изобретении, также в целом относятся к способам использования таких флюидов. Предшествующий уровень техники Во время бурения ствола скважины различные жидкости обычно используются в скважине для многих функций. Флюиды могут циркулировать через буровую колонну и буровую коронку в ствол скважины и затем могут течь вверх через ствол скважины к поверхности. Во время этой циркуляции буровой раствор может действовать так, чтобы удалять буровой шлам с низа скважины к поверхности, чтобы суспендировать шлам и утяжелитель, когда циркуляция прерывается, чтобы управлять давлениями в скважине, чтобы сохранять целостность ствола скважины до тех пор, пока секция скважины обсаживается и цементируется, чтобы отделить флюиды от формирования, обеспечивая достаточное гидростатическое давление, чтобы предотвратить поступление пластовых флюидов в ствол скважины, чтобы охладить и смазать бурильную колонну и коронку и/или максимально увеличить скорость бурения. Одним способом защиты формирования является образование глинистой корки на поверхности подземного формирования. Глинистые корки образуются, когда частицы, взвешенные во флюиде ствола скважины, покрывают и закупоривают поры в подземном формировании таким образом, чтобы глинистая корка предотвратила или снизила как потерю флюидов в формировании, так и приток флюидов из формирования. В технологии известен ряд способов формирования глинистых корок, включая использование закупоривающих добавок к раствору, шлама, созданного процессом бурения, полимерных добавок и осадков. Гранулы, снижающие водоотдачу, могут также использоваться, причем применяют вязкие гранулы, включая полимер, чтобы понизить скорость потери скважинного флюида в формирование из-за его вязкости. После завершения бурения глинистые корки и/или гранулы, снижающие водоотдачу, могут стабилизировать ствол скважины во время последовательных операций заканчивания скважины, таких как размещение гравийной набивки в стволе скважины. Дополнительно, во время операций заканчивания скважины, когда предполагается водоотдача, гранулы полимеров, снижающие водоотдачу, могут быть размещены, чтобы понизить или предотвратить такую водоотдачу инжекцией других растворов для завершения скважины после гранул, снижающих водоотдачу, в положение в пределах ствола скважины,которое находится немедленно выше участка формирования, где предполагается водоотдача. Инжекцию флюидов в ствол скважины затем останавливают, и водоотдача затем перемещает гранулы в направлении локализации водоотдачи. После того как любые операции заканчивания скважины были выполнены, может быть необходимо удаление глинистой корки (сформировавшейся во время бурения и/или заканчивания), остающейся на боковых стенках ствола скважины. Хотя образование глинистой корки и использование гранул, снижающих водоотдачу, являются существенным для операций бурения и заканчивания скважины, перемычки могут быть значительным препятствием для добычи углеводорода или других флюидов из скважины, если, например, горные породы все еще закупорены перемычкой. Поскольку глинистая корка компактна, она часто сильно прилипает к формации и не может быть легко или полностью смыта с формации одним только действием флюида. Проблемы эффективной очистки и заканчивания скважины являются значительными проблемами во всех скважинах и особенно в необсаженной скважине горизонтального заканчивания. Производительность скважины до некоторой степени зависит от эффективного удаления глинистой корки, минимизируя потенциал образования водного блокирования, закупоривание или иное повреждение протоков формации, так же как таковые в компоновке закачивания. Соответственно, существует постоянная потребность в разрушающих флюидах, которые эффективно очищают ствол скважины и не ингибируют способность формирования производить нефть или газ после введения скважины в эксплуатацию. Сущность изобретения В одном аспекте варианты осуществления, раскрытые здесь, относятся к скважинному флюиду, который включает флюид на водной основе; хелатирующий агент для образования хелатных соединений и по меньшей мере один фермент, в котором скважинный флюид имеет pH по меньшей мере 6,5. В другом аспекте варианты осуществления, раскрытые здесь, относятся к способу очистки ствола скважины, пробуренной со скважинным флюидом, который образует глинистую корку, причем способ включает размещение разрушающего флюида в стволе скважины, причем разрушающий флюид включает водный флюид; хелатирующий агент и по меньшей мере один фермент, в котором скважинный флюид имеет рН по меньшей мере 6,5; и закрытие скважины сроком на период времени, достаточный, чтобы вызвать разрушение глинистой корки. Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из следующего описания и приложенной формулы изобретения. Краткое описание чертежей Чертеж показывает условные константы стабильности относительно pH для ЭДТУ с выбранными металлами. Подробное описание изобретения В одном аспекте варианты осуществления, раскрытые здесь, относятся к разрушающим флюидам высокой плотности и способам их применения. В частности, варианты осуществления, раскрытые здесь,относятся к разрушающим флюидам, имеющим плотность более чем 1,14 г/см 3 (9,5 фунтов на галлон) для использования в стволах скважин, в которых желателен флюид более высокой плотности, чем обычная. Как упомянуто выше, разрушающие флюиды разработаны, чтобы разрушать целостность остаточной глинистой корки, созданной во время процесса бурения с удалением некоторых или всех компонентов бурового раствора, которые формируют глинистую корку. Разрушение глинистой корки может быть классифицировано на два общих подхода: "диспергирование" глинистой корки или "растворение" глинистой корки. В случае диспергирования первичные компоненты глинистой корки (понизители водоотдачи) разрушают, обычно оставляя закупоривающие агенты (часто, карбонат кальция), чтобы растекаться,выпадать песком или стать включенными в гравийную набивку, тогда как в случае растворения, как понизители водоотдачи, так и закупоривающие агенты желательно разрушаются. Растворение (разрушение закупоривающих агентов в дополнение к понизителям водоотдачи) традиционно полагается на кислотное растворение закупоривающих агентов вместе с окислительным или ферментативным разрушением понизителей водоотдачи. Кислотное растворение часто наступает при действии мягких кислот, таких как карбоновые кислоты, включая муравьиную кислоту, уксусную кислоту, лимонную кислоту, этилендиаминтетрауксусную кислоту (или их соли) и т.д. Однако пределы эксплуатационных плотностей, при которых разрушающие флюиды, содержащие такие кислоты, могут существовать, вследствие низкой растворимости ограничены низкими pH. Такие эксплуатационные плотности разрушающих флюидов на основе кислот обычно ограничиваются плотностями до 1,14 г/см 3. Однако авторы настоящего изобретения имеют преимущественно обнаруженные разрушающие флюиды, эффективные в разрушении закупоривающих агентов и понизителей водоотдачи, которые также могут иметь плотности больше, чем традиционно достижимые с компонентами на основе кислот. Конкретно, плотности более чем 1,14 и 1,20 г/см 3 в более конкретных вариантах осуществления могут быть достигнуты, используя разрушающие флюиды, включающие по меньшей мере один хелатирующий агент и по меньшей мере одно полимерное средство разрушения. Далее, такие флюиды могут быть обеспечены при рН более чем приблизительно 6,5 в некоторых вариантах осуществления и более чем 7,5 и 8 в других вариантах осуществления. Таким образом, варианты осуществления настоящего изобретения полагаются на разрушение закупоривающих агентов, существующих в глинистой корке, хелатированием, а не кислотным растворением. В некоторых вариантах осуществления хелатирующий агент, который может использоваться, может быть полидентатным хелатирующим агентом таким, что кратные связи образуются с комплексообразующим ионом, например кальцием из карбоната кальция. Выбор хелатирующего агента может быть основан на условной константе стабильности (практическое выражение хелатирующей силы хелатирующего агента для определенного металлического иона) хелатирующего агента и зависимости от pH условной константы стабильности. Таким образом, для отдельного иона, способного к образованию хелатных соединений с хелатирующим агентом, может применяться хелатирующий агент, имеющий относительно высокую условную константу стабильности в интервале рН, в котором условная константа стабильности имеет пиковое значение. Например, для ЭДТУ, как показано на фиг. 1, условная константа стабильности представляет собой пики в пределах рН 10-12, т.е. оптимальный рН для "хелатирования" кальция находится в интервале 10-12, тогда как при рН около 5 (pH обычного, основанного на кислоте разрушающего флюида, использующего ЭДТУ), условная константа прочности значительно ниже, указывая на то, что ЭДТУ не будет хелатировать при таком pH. Из среды с желательным рН может быть отобрана соответствующая соль хелатирующего агента. Таким образом, для ЭДТУ Х 2 ЭДТУ имеет максимальную концентрацию при рН 4-5, Х 3 ЭДТУ имеет свою максимальную концентрацию при рН 8-9 и Х 4 ЭДТУ имеет максимальную концентрацию при рН выше 12. Далее, в дополнение к таким хелатирующим агентам, обладающим более высокой хелатирующей силой при более высоких рН, растворимость таких хелатирующих агентов увеличивается с увеличением pH. Таким образом, для калиевых солей ЭДТУ растворимость ЭДТУ при рН больше 6 в четыре раза выше, чем при pH 4,5, или еще выше. Полидентатные хелатирующие агенты, пригодные для использования в разрушающих флюидах по настоящему изобретению, могут включать, например, соли этилендиаминтетрауксусной кислоты кислоты (ЭДТУ), диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ДТПУ), нитрилотриуксусной кислоты (НТУ), этиленгликоль-бис-(2-аминоэтил)-N,N,N',N'-тетрауксусной кислоты (ЭГТУ), 1,2-бис-(о-аминофенокси)этанN,N,N',N'-тетрауксусной кислоты (БАФТУ), циклогександиаминтетрауксусной кислоты (ЦДТУ), триэтилентетрамингексауксусной кислоты (ТТГУ), N-(2-гидроксиэтил)этилендиамин-N,N',N'-триуксусной кислоты (ГЭДТУ), глутаминово-N,N-диуксусной кислоты (ГЛДУ), этилендиаминтетраметиленсульфокислоты (ЭДТМС), диэтилентриаминпентаметиленсульфокислоты (ДЭТПМС), аминотриметиленсульфо-2 018489 кислоты (АТМС), этилендиаминтетраметиленфосфоновой кислоты (ЭДТМФ), диэтилентриаминпентаметиленфосфоновой кислоты (ДЕТРМР), аминотриметиленфосфоновой кислоты (АТМФ) и их смеси. Такие соли могут включать, например, калиевые или натриевые соли таких кислот. Однако этот список не предназначен ограничивать хелатирующие агенты (или типы солей), пригодные для использования в вариантах осуществления, раскрытых здесь. Каждый из обычных специалистов признает, что выбор хелатирующего агента может зависеть от множества факторов. В частности, выбор хелатирующего агента может быть связан со специфичностью хелатирующего агента к определенным катионам, подлежащим хелатированию, величиной logK, оптимальным рН для хелатирования и коммерческой доступностью хелатирующего агента, а также скважинными условиями, и т.д. В определенном варианте осуществления хелатирующим агентом, используемым в разрушающих флюидах по настоящему изобретению, является K3-ЭДТУ. Однако в зависимости от pH раствора некоторые количества дикалиевой или тетракалиевой соли могут также присутствовать в растворе. ЭДТУ является аминокислотой, как показано ниже, с четырьмя карбоксилатными группами и двумя аминогруппами. Этот полидентатный хелатирующий агент обычно используется для хелатирования двух- и трехвалентных ионов. Для металлов, имеющих более сильную каталитическую способность, должны использоваться более сильные хелатирующие агенты. Например, для нескольких хелатирующих агентов хелатирующая способность изменяется от самого сильного до самого слабого в ряду: ДТПУ, ЭДТУ, ГЛДУ и ГЭДТУ. Таким образом, включение хелатирующего агента при рН, достаточном для того, чтобы хелатирующий агент имел достаточную хелатирующую силу, в разрушающий флюид может служить для хелатирования катионов, образующих закупоривающие агенты, таким образом, помогая растворению и разрушению глинистой корки, содержащей такие закупоривающие агенты. Хелатирующие агенты могут присутствовать в количестве от 20 до 90 вес.% разрушающего флюида. В определенном варианте осуществления хелатирующий агент может присутствовать в количестве от 25 до 65 вес.% разрушающего флюида. В дополнение к хелатирующему агенту разрушающий флюид по настоящему изобретению может включать по меньшей мере, один полимерный разрушающий агент для разрушения полимерных понизителей водоотдачи в пределах глинистой корки. Такие полимерные разрушающие агенты могут включать ферменты и/или окислители. Большое разнообразие ферментов было идентифицировано и отдельно классифицировано согласно их характеристикам. Подробное описание и классификация известных ферментов приведены в ссылке,озаглавленной "Номенклатура ферментов (1984): Рекомендации комитета по номенклатуре международного союза по биохимии по номенклатуре и классификации реакций, катализируемых ферментами" (на которую ссылаются как на "Номенклатура ферментов, 1984") ("Enzyme Nomenclature (1984): Recommendations of the Nomenclature Committee of the International Union of Enzyme-Catalysed Reactions" (AcademicPress 1984, содержание которой полностью включено ссылкой здесь. Согласно ссылке "Номенклатура ферментов 1984" ферменты могут быть разделены на шесть классов, а именно:(6) лигазы. Каждый класс далее разделен на подклассы действием и т.д. Хотя каждый класс может включать один или больше ферментов, которые будут разрушать одну или больше полимерных добавок, присутствующих во флюиде ствола скважины (и таким образом в глинистой корке), причем классами ферментов по Номенклатуре ферментов (1984), наиболее полезными в способах по настоящему изобретению, являются (3) гидролазы, (4) лиазы, (2) трансферазы и (1) оксидоредуктазы. Из них ферменты классов (3) и (4) могут быть самыми применимыми в настоящем изобретении. Примеры ферментов в пределах классов (1)-(4) согласно Номенклатуре ферментов (1984) для использования по способам настоящего изобретения описаны в таблице. Далее, специалист в технологии оценит, что выбор фермента для определенного применения в удалении глинистой корки может зависеть от различных факторов, таких как тип полимерной добавки, используемой в скважинном флюиде, например карбоксиметилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, гуаровая смола, ксантан, глюканы и крахмал, температура ствола скважины, рН, выбранный для хелатирующей силы, и т.д. В конкретных вариантах осуществления эндо-амилаза, экзо-амилаза, изоамилаза, глюкозидаза, амилоглюкозидаза, мальтогидролаза, мальтозидаза, изомальтогидролаза или мальтогексаозидаза могут использоваться в разрушающих флюидах по настоящему изобретению. Такие ферменты могут присутствовать в количестве от 1 до 10 вес.% флюида. Альтернативно, окислитель может быть включен в разрушающий флюид, чтобы способствовать разрушению или разложению полимерных добавок, присутствующих в глинистой корке. Примеры таких окислителей могут включать любое из тех окислительных разрушающих веществ, которые, как известно в технологии, реагируют с полимерами, такими как полисахариды, чтобы понизить вязкость композиций,загущенных полисахаридом, или разрушенных глинистых корок. Такие соединения могут включать пероксиды (включая аддукты пероксидов), другие соединения, включающие пероксидную связь, такие как персульфаты, пербораты, перкарбонаты, перфосфаты и персиликаты и другие окислители, такие как гипохлориты, которые могут быть необязательно инкапсулированы, как изложено в патенте США 6861394, который предназначен настоящему патентному агенту и здесь включен ссылкой полностью. Далее, использование окислителя в разрушающем флюиде, в дополнение к воздействию на полимерные добавки, может также вызвать фрагментацию набухших глин, таких как те, которые вызывают налипание породы на долото. Такие окислители могут присутствовать в количестве от 1 до 10 вес.% флюида. Разрушающий флюид может содержать водный флюид, необязательно содержащий соли, такой как насыщенный минеральный раствор или морская вода (в зависимости от требований скважины). Например, водный флюид может быть составлен со смесями желательных солей в пресной воде. Такие соли могут включать, но не ограничиваются ими, хлориды, гидроксиды или карбоксилаты щелочного металла, включая, например, формиат, ацетат, цитрат. В различных вариантах осуществления флюида, раскрытого здесь, насыщенный минеральный раствор может включать морскую воду, водные растворы, в которых концентрация соли меньше, чем концентрация соли в морской воде, или водные растворы, в которых концентрация соли больше, чем концентрация соли в морской воде. Соли, которые могут быть найдены в морской воде, включают, но не ограничиваются ими, хлориды, бромиды, карбонаты, фосфаты,сульфаты, силикаты, йодиды, хлораты, броматы, формиаты, нитраты, оксиды и фториды таких металлов как натрий, алюминий, калий, стронций и литий. Соли, которые могут быть включены в насыщенный минеральный раствор, включают любую одну или больше солей, присутствующих в природной морской воде или любые другие органические или неорганические растворенные соли. Дополнительно, насыщенные минеральные растворы, которые могут использоваться в разрушающих флюидах, раскрытых здесь,могут быть естественными или синтетическими, причем синтетические насыщенные минеральные растворы имеют тенденцию быть намного более простыми по составу. Таким образом, отсутствуют какиелибо ограничения на присутствие других солей, предназначенные для применения в настоящем изобретении. В определенном варианте осуществления насыщенный минеральный раствор может включать галогенид или карбоксилат одновалентных катионов, таких как цезий, калий, и/или натрий. Плотность разрушающего флюида можно регулировать, увеличивая концентрацию соли в насыщенном минеральном растворе (до насыщения), так же как увеличивая количество соли хелатирующего агента. Специалист в технологии оценит, что такое регулирование плотности может быть особенно желательным, чтобы управлять давлением в забое скважины и/или предотвращать (или снижать) перемещение спорадического флюида в пределах ствола скважины из секции ствола скважины, требующей удаления глинистой корки. Например, в соответствии с различными вариантами осуществления настоящего изобретения флюиды высокой плотности, больше 1,14 г/см 3, больше 1,20 г/см 3 и больше 1,26 г/см 3, могут быть достигнуты, используя хелатирующие агенты таким образом, как описано здесь. Разрушающий флюид может также необязательно содержать взаимный растворитель, который может содействовать снижению поверхностного натяжения соответственно. Например, если нужна повышенная скорость проникновения в глинистую корку, взаимный растворитель может быть предпочтительно включен, чтобы уменьшить вязкость флюида и повысить проникновение компонентов флюида в глинистую корку, чтобы вызвать ее фрагментацию. Наоборот, если желательна дополнительная задержка, меньшее количество взаимного растворителя может быть включено или такой растворитель может отсутствовать, чтобы увеличить вязкость и, таким образом, понизить скорость проникновения. Одним примером подходящего взаимного растворителя может быть простой эфир гликоля или глицерина. В определенном варианте осуществления взаимным растворителем является монобутиловый эфир этиленгликоля (ЭГМБЭ). Использование термина "взаимный растворитель" включает свое обычное значение, которое признано специалистами в технологии, как наличие растворимости как в водном, так и в масляном флюидах. В некоторых вариантах осуществления растворитель может быть, в основном,полностью растворим в каждой фазе, в то время как в выбранном другом варианте осуществления меньшая степень солюбилизации может быть приемлема. Далее, в определенном варианте осуществления выбор взаимного растворителя может зависеть от факторов, таких как тип и количество соли, присутствующей во флюиде. Далее, разрушающий флюид может также содержать поверхностно-активное вещество, которое может способствовать диспергированию нерастворимого твердого материала глинистой корки после разрушения глинистой корки. Конкретно, такое поверхностно-активное вещество может способствовать увлажнению водой твердого материала в пределах глинистой корки и диспергированию активных глин. Поверхностно-активные вещества или поверхностно-активные агенты имеют амфифильную структуру молекул, т.е. структуру, которая является полярной (гидрофильной) на одном конце и неполярной (олеофильной/гидрофобной) на другом. Обычно, гидрофильные группы могут быть катионными (органические аминыособенно с тремя углеводородными цепями, связанными с атомом азота), анионными(жирные кислоты или сульфаты с углеводородными цепями) или неионогенными (органические соединения с кислородсодержащими группами, такие как спирты, сложные эфиры и простые эфиры), в то время как гидрофобные или олеофильные группы могут быть большой, нормальной или разветвленной цепью углеводорода, циклического углеводорода, ароматического углеводорода и/или их комбинацией. В зависимости от типа материала глинистой корки, подлежащего диспергированию, может быть выбрано поверхностно-активное средство, имеющее соответствующий гидрофильно-липофильный ба-5 018489 ланс (ГЛБ, HLB). Термин "ГЛБ" относится к отношению гидрофильности полярных групп поверхностноактивных молекул к гидрофобности липофильной части тех же самых молекул. В некоторых вариантах осуществления может быть желательно иметь высокий (больше 10) или средневысокий ГЛБ в пределах от 3-15 или 5-14 в других вариантах осуществления. В определенном варианте осуществления ГЛБ может колебаться от 7 до 9. В определенном варианте осуществления поверхностно-активные средства могут включать, например, сложные и простые эфиры сорбитана, такие как монолаурат сорбитана, стеариловые сложные эфиры, такие как моностеариловый сложный эфир пирролидонкарбоновой кислоты, этоксилированный стеарилстеарат, полиоксиэтилендистеарат, ПЭГ (8) дистеарат, декаглицерилтристеарат, полиоксиэтилендистеарат, дистеарат сахарозы, полиэтиленгликоль (5) стеарат глицерила, глицерилстеарат полиэтиленгликоля (5), жирно-кислотные эфиры полиоксиэтилена, такие как жирно-кислотные эфир полиоксиэтилена, этоксилированная олеиновая кислота, моноолеат полиоксиэтилена, фениловые эфиры полиоксиэтилена, такие как этоксилированный нонилфенол, полиоксиэтилированный эфир нонилфенола, конденсат нонилфенола и этиленоксида, конденсат октилфенола и этиленоксида, жирно-кислотные эфиры полиэтиленгликоля, такие как монолаурат полиэтиленгликоля 200, диолеат полиэтиленгликоля 400, олеат полигликоля 300, производное полиоксиэтилена (5) и перегнанных кислот ланолина, олеат полиэтиленгликоля (6), олеат полигликоля, диолеат ПЭГ 400, глицерилстеарат полиэтиленгликоля (5), полиоксиэтиленовые эфиры жирных спиртов, такие как коцет-27 (coceth-27), (C12-C13) этоксилаты жирного спирта, конденсат цетил/олеилового спирта и этиленоксида, триэтоксилированный тридециловый спирт, производное полиоксиэтилена (5) и перегнанных спиртов ланолина, лаурет-3 (laureth-3), конденсат природного первичного спирта и этиленоксида, этоксилат синтетического первичного спирта, простые эфиры полиоксиэтиленгликоля, такие как полиоксиалкиленгликоль, алкиловые эфиры полиэтиленгликоля, такие как простые полигликолевые эфиры жирного спирта, так же как этоксилаты касторового масла, простой эфир нонилфенола и полигликоля, декаглицерилтриолеат, диглицерилдиолеат, производное полиоксиэтилена (6) и сорбита пчелиного воска, триполиоксиэтиленфосфат, конденсат этиленоксида, этоксилат полипропиленгликоля, кальцийдодецилбензолсульфонат, этоксилат разветвленного синтетического спирта, и полиоксиэтиленовый эфир касторового масла. Далее, специалист в технологии оценит, что этот список не исчерпывающий и что другие поверхностно-активные средства могут использоваться в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. Такие поверхностно-активные средства могут использоваться, например, в количестве от приблизительно 0,1 до 3 вес.% флюида, которое достаточно для большинства применений. Однако специалист в технологии понимает, что в других вариантах осуществления большее или меньшее количество может использоваться. Разрушающий флюид вариантов осуществления этого изобретения устанавливают в стволе скважины, используя обычные методики, известные в технологии, и может использоваться в операциях бурения, заканчивания и ремонта и т.д. Дополнительно, специалист в технологии оценит, что такие скважинные флюиды могут быть получены с большим разнообразием составов. Конкретные составы могут зависеть от стадии, в которой флюид используется, например, в зависимости от глубины и/или композиции формирования. Разрушающие флюиды, описанные выше, могут быть приспособлены, чтобы обеспечить улучшенные разрушающие флюиды в условиях высокой температуры и давления, таких как те, которые встречаются в глубоких скважинах, где требуются высокие плотности. Далее, специалист в технологии также оценит, что другие добавки, известные в технологии, могут быть добавлены к разрушающим флюидам по настоящему изобретению, не отступая от объема настоящего изобретения. Как описано выше, разрушающий флюид может циркулировать в стволе скважины во время или после выполнения, по меньшей мере, одной операции заканчивания скважины. В других вариантах осуществления разрушающий флюид может циркулировать либо после операции заканчивания скважины,либо после того как добыча пластовых флюидов начинала разрушать целостность и чистоту остаточных буровых флюидов, остающихся в обсадной колонне или нижней трубе. Обычно, скважину часто "заканчивают", чтобы учитывать поток углеводородов из формирования и до поверхности. Как используется здесь, процессы заканчивания могут включать одно или большее количество укреплений отверстия скважины обсадной колонной, оценку давления и температуры формирования, и монтаж соответствующего оборудования для заканчивания скважин, чтобы гарантировать эффективный поток углеводородов из скважины или, в случае нагнетательной скважины, чтобы учитывать нагнетание газа или воды. Операции заканчивания скважины, как используются здесь, могут определенно включать заканчивание скважины при необсаженном забое, обычные перфорированные заканчивания, заканчивания для борьбы с песком, заканчивания скважины стационарным оборудованием,многопластовое заканчивание скважины и многозабойное заканчивание, как известно в технологии. Законченный ствол скважины может содержать по меньшей мере один из щелевых фильтров, предварительно просверленную нижнюю трубу, фильтр с проволочной оберткой, расширяемый фильтр, фильтр с песчаной сеткой, гравийную набивку скважины без обсадных труб или обсадную колонну. Разрушающие флюиды, как раскрыто здесь, могут также использоваться в обсаженной скважине,чтобы удалить любой буровой флюид, оставшийся в скважине во время любого бурения и/или процессов вытеснения. Обсадная труба может состоять из ряда металлических труб, установленных в недавно пробуренной скважине. Обсадная труба служит, чтобы усилить стенки скважины, гарантировать, что никакой нефтяной или природный газ не распространяется из скважины по мере того, как он движется к поверхности, и препятствовать другим жидкостям или газам протекать в формирование через скважину. Таким образом, во время операций вытеснения обычно переключают бурение с буровым раствором на основе нефти на буровой раствор на основе воды (или наоборот), флюид в стволе скважины вытесняют различными флюидами. Например, буровой раствор на основе нефти может быть вытеснен другим буферным раствором на основе нефти, чтобы очистить ствол скважины. Буферный раствор на основе нефти может быть заменен буферным раствором на основе воды до начала бурения или добычи. Наоборот, если бурят с буровым раствором на основе воды, то перед добычей буровой раствор на основе воды может быть вытеснен буферным раствором на основе воды, за которым следует буферный раствор на основе нефти. Далее, специалист в технологии оценит, что дополнительные вытесняющие флюиды или гранулы, такие как загущенные жидкости, могут использоваться в таких операциях вытеснения и очистки скважин, как известно в технологии. Другой вариант осуществления настоящего изобретения включает способ очистки ствола скважины, пробуренного с буровым раствором на основе воды или нефти. В одном таком иллюстративном варианте осуществления способ включает циркуляцию разрушающего флюида по изобретению в стволе скважины и затем закрытие скважины на определенное время, чтобы позволить проникновение флюида и фрагментацию глинистой корки. После фрагментации глинистой корки остаточный буровой раствор может быть легко вымыт из ствола скважины. Альтернативно, промывной флюид (отличающийся от разрушающего флюида) может циркулировать через ствол скважины до начала добычи. Флюиды, раскрытые в настоящем изобретении, могут также использоваться в стволе скважины, где сетчатый фильтр должен быть установлен на место в забое скважины. После того как скважину расширяют, чтобы расширить диаметр отверстия, бурильная колонна может быть удалена и замещена лифтовой насосно-компрессорной колонной, имеющей желательный противопесочный фильтр. Альтернативно, расширяемый трубчатый противопесочный фильтр может быть расширен на месте или гравийная набивка может быть размещена в скважине. Разрушающие флюиды затем могут быть размещены в скважине, и скважину тогда запирают, чтобы имело место проникновение и фрагментация глинистой корки. После фрагментации глинистой корки флюиды могут быть легко добыты из ствола скважины после инициирования добычи, и таким образом остаточный буровой раствор легко вымывается из ствола скважины. Альтернативно, промывной флюид (отличающийся от разрушающегося флюида) может циркулировать через ствол скважины до начала добычи. Однако разрушающие флюиды, раскрытые в настоящем изобретении, могут также использоваться в различных вариантах осуществления в качестве буферного флюида и/или промывающего флюида. Как используется здесь, буферный флюид обычно используется, чтобы физически выталкивать другой флюид из ствола скважины, а промывной флюид обычно содержит поверхностно-активное вещество и может быть использован для физического и химического удаления бурового раствора, находящегося в трубе забоя. Когда используется также как вытесняющий флюид, разрушающий флюид по настоящему изобретению может действовать, эффективно выталкивая или вытесняя буровой раствор. Когда также используется как промывной флюид, разрушающий флюид может помочь в физическом и/или химическом удалении глинистой корки, после того как глинистая корка фрагментирована разрушающей системой. В другом варианте осуществления разрушающий флюид, раскрытый в настоящем изобретении,может использоваться в добыче углеводородов из формирования. После бурения формирования с буровым раствором по меньшей мере одна операция заканчивания может быть выполнена на скважине. Разрушающий флюид может затем циркулировать в скважине и скважина может быть закрыта в течение определенного времени, чтобы позволить разрушение глинистой корки, сформировавшейся на стенках. Пластовые флюиды могут затем входить в скважину и может начаться добыча пластовых флюидов. Альтернативно, промывной флюид (отличающийся от разрушающего флюида) может циркулировать через ствол скважины до начала добычи пластового флюида. Преимущественно, варианты осуществления по настоящему изобретению касаются по меньшей мере одного из следующего. Использование разрушающих флюидов по настоящему изобретению может учесть разрушающие и закупоривающие агенты, содержащиеся в пределах глинистой корки без использования кислотных флюидов, обычно используемых в разрушении таких добавок. Устранение системы с низким рН и использование средневысоких рН систем может учесть повышенную растворимость хелатирующих агентов, следовательно, предусматривая применение разрушающих флюидов более высокой плотности. Далее, при повышении рН, увеличенная хелатирующая сила и оптимальные условия рН могут наблюдаться для хелатирования карбоната кальция. Далее, риск коррозии может быть понижен посредством удаления растворов с низким pH. Далее, более высокие плотности могут быть достигнуты с пониженным количеством дорогих насыщенных минеральных растворов, таких как бромид натрия (или использование таких минеральных растворов может даже быть устранено). В то время как изобретение было описано относительно ограниченного числа вариантов осуществ-7 018489 ления, специалисты в технологии, имеющие пользу от этого изобретения, оценят, что другие варианты осуществления могут быть разработаны, которые не отступают от объема изобретения, как раскрыто здесь. Соответственно, объем изобретения должен быть ограничен только приданной формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Скважинный флюид, включающий флюид на водной основе; хелатирующий агент,причем хелатирующий агент содержит трикалийэтилендиаминтетрауксусную кислоту (K3-ЭДТУ); и по меньшей мере один фермент,причем скважинный флюид имеет pH по меньшей мере 6,5. 2. Скважинный флюид по п.1, в котором скважинный флюид имеет плотность более 1,14 г/см 3. 3. Скважинный флюид по п.2, в котором скважинный флюид имеет плотность более 1,20 г/см 3. 4. Скважинный флюид по п.1, в котором скважинный флюид имеет pH по меньшей мере 7,5. 5. Скважинный флюид по п.4, в котором скважинный флюид имеет pH по меньшей мере 8. 6. Скважинный флюид по п.1, дополнительно включающий по меньшей мере один взаимный растворитель. 7. Скважинный флюид по п.1, дополнительно включающий по меньшей мере одно поверхностноактивное вещество. 8. Скважинный флюид по п.1, в котором флюид на водной основе включает одновалентные соли. 9. Способ очистки ствола скважины, пробуренной со скважинным флюидом, который образует глинистую корку, причем способ включает размещение разрушающего флюида в стволе скважины, причем разрушающий флюид содержит водный флюид; хелатирующий агент, содержащий трикалий-этилендиаминтетрауксусную кислоту (K3-ЭДТУ); и по меньшей мере один фермент,в котором скважинный флюид имеет рН по меньшей мере 6,5; запирание скважины на период времени, достаточный, чтобы вызвать разрушение глинистой корки. 10. Способ по п.9, дополнительно включающий сбор разрушающего флюида, содержащего по меньшей мере часть разрушенной глинистой корки. 11. Способ по п.9, дополнительно включающий циркуляцию промывного флюида через ствол скважины. 12. Способ по п.9, дополнительно включающий инициирование добычи пластовых флюидов через ствол скважины. 13. Способ по п.9, дополнительно включающий выполнение по меньшей мере одной операции заканчивания в стволе скважины. 14. Способ по п.9, в котором разрушающий флюид имеет плотность более 1,14 г/см 3. 15. Способ по п.14, в котором разрушающий флюид имеет плотность более 1,20 г/см 3. 16. Способ по п.9, в котором скважинный флюид имеет pH по меньшей мере 7,5. 17. Способ по п.16, в котором скважинный флюид имеет pH по меньшей мере 8. 18. Способ по п.9, в котором флюид на водной основе включает одновалентные соли.