Флокуляция угольной мелочи из добываемой воды с использованием маслорастворимого эфира фосфорной кислоты

ФЛОКУЛЯЦИЯ УГОЛЬНОЙ МЕЛОЧИ ИЗ ДОБЫВАЕМОЙ ВОДЫ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МАСЛОРАСТВОРИМОГО ЭФИРА ФОСФОРНОЙ КИСЛОТЫ Изобретением обеспечивается способ флокуляции угольной мелочи из добываемой воды. Этот способ включает следующие стадии: (А) смешивание, по меньшей мере, (i) добываемой воды, при этом добываемая вода содержит суспендированную угольную мелочь; (ii) одного или нескольких маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты и (iii) несмешивающегося с водой растворителя; в таких пропорциях, чтобы получилась эмульсия типа масло-в-воде; (В) по существу,разрушение эмульсии типа масло-в-воде в результате отстаивания или механического воздействия на (i) первую текучую среду, непрерывная фаза которой включает, по меньшей мере, некоторое количество добываемой воды; и (ii) вторую текучую среду, непрерывная фаза которой включает, по меньшей мере, некоторое количество несмешивающегося с водой растворителя; и (С) механическое отделение первой текучей среды от второй текучей среды. Необязательно, стадия смешивания дополнительно включает смешивание со сшивающим агентом одного или нескольких сложных эфиров фосфорной кислоты с целью образования геля для суспендирования отделенной угольной мелочи. Герсбах Мэттью Роберт Бернс,Файтен Глен Клиффорд (CA) Медведев В.Н. (RU) Настоящее изобретение относится, вообще, к добыче сырой нефти или природного газа из скважины, пробуренной до подземного пласта. Более конкретно, изобретение направлено на способы отделения угольной мелочи от добываемой воды, которая может включать воду из бурового раствора, состава для обработки приствольной зоны или естественную пластовую воду. Добыча нефти и газа. Нефть представляет собой сложную смесь встречающихся в природе углеводородных соединений,присутствующую в горной породе определенных подземных пластов. В контексте настоящего документа термин "углеводородное соединение" или просто "углеводород" в широком смысле означает органическое соединение, включающее атомы водорода и углерода. В контексте настоящего документа "углеводород" необязательно состоит только из водорода и углерода и необязательно является природным соединением, но также может быть и искусственным. Углеводородное соединение может быть простым,как метан (CH4), или иметь очень сложную молекулу, или представлять собой что-либо промежуточное. Например, молекула углеводорода может иметь форму цепи, разветвленной цепи, кольца или более сложную структуру. В зависимости от химической формулы и структуры углеводородное соединение при комнатной температуре и давлении 1 атм является газом, жидкостью или твердым телом. Вообще, "органическое соединение" это химическое соединение, содержащее углерод-водородную связь (С-Н), однако соединение, содержащее углерод-галогенную связь (С-Х), также считается органическим соединением (например, "галогенорганические соединения"). Таким образом, термин "органическое соединение" или "органика" включает "углеводородное соединение", но является более широким,чем термин "углеводород". В зависимости от состава нефти, она является газообразной, жидкой или твердой (при комнатной температуре и давлении 1 атм), но этот термин, как правило, используется для обозначения жидкой сырой нефти. В контексте добычи нефти из скважины "нефть" и "газ" относятся к сырой нефти и природному газу. Такие примеси, как сера, кислород и азот, часто присутствуют в нефти. Нефть различных нефтеносных площадей значительно отличается по цвету, удельному весу, запаху, содержанию серы и вязкости. Подземный пласт, содержащий нефть, газ или и то и другое, иногда называют резервуаром. Резервуар имеет такую форму, в которой задерживаются углеводороды, и покрыт непроницаемой или изолирующей горной породой. Резервуар может быть расположен под землей или под морским дном на шельфе. Нефтяные и газовые резервуары обычно расположены на глубине от нескольких сотен футов (неглубоко залегающие резервуары) до нескольких десятков тысяч футов (сверхглубоко залегающие резервуары) под поверхностью суши или морского дна. В контексте настоящего документа термин "подземный пласт" относится к основному литостратиграфическому комплексу. Подземный пласт представляет собой тело породы, достаточно обособленное и непрерывное для того, чтобы быть нанесенным на карту. В контексте оценки пласта этот термин относится к объему горной породы, оцениваемому путем измерения через ствол скважины при пробной эксплуатации или испытании скважины. Такие измерения дают представление о физических свойствах данного объема, например о его проницаемости. "Зона" относится к интервалу или комплексу пород вдоль ствола скважины, который отличается от окружающей породы по содержанию нефти или другим особенностям, таким как разрывные нарушения или трещины. "Зона" может представлять собой, например,часть подземного пласта вдоль ствола скважины, подвергнутую гидроразрыву, кислотной или иной обработке. Для добычи нефти или газа из резервуара пробуривают скважину до подземного пласта, представляющего собой сам резервуар или смежного с резервуаром. "Ствол скважины" означает пробуренный ствол, включая необсаженный ствол или необсаженную часть ствола скважины. В контексте настоящего документа термин "ствол" относится к внутреннему диаметру стенок ствола скважины, то есть плоскости выработки или стенки из породы, ограничивающей пробуренный ствол. Ствол скважины может иметь вертикальные и горизонтальные участки, может быть прямым, изогнутым или разветвленным. Устье скважины представляет собой окончание ствола скважины на поверхности. В контексте настоящего документа "вверху ствола скважины" и "внизу ствола скважины" соотносятся с устьем скважины независимо от того, является ли участок ствола скважины вертикальным или горизонтальным. В контексте настоящего документа термин "скважина" охватывает по меньшей мере один ствол скважины. "Скважина" может включать призабойную зону подземного пласта, окружающего участок ствола скважины, который имеет жидкостную связь со стволом скважины. В контексте настоящего документа термин "в скважине" означает, по меньшей мере, через устье скважины. Он может охватывать "в любой нижней части ствола скважины" или "через ствол скважины" и "в призабойной зоне". Нефтяные скважины обычно дают некоторое количество газа и, как правило, также некоторое количество воды. Большинство нефтяных скважин, в конце концов, выдают преимущественно газ или воду. Ремонт скважин и скважинные флюиды. Как правило, ремонт скважин включает широкий спектр подземных операций, которые могут осуществляться в нефтяных, газовых, геотермальных или водяных скважинах, такие как бурение, заканчи-1 022644 вание и капитальный ремонт. "Бурение" относится к процессам и оборудованию, необходимым для бурения ствола скважины. "Заканчивание" относится к процессам и оборудованию, необходимым для ввода скважины в эксплуатацию по завершении операций бурения, включая, помимо прочего, сборку системы труб скважины и оборудования, необходимого для безопасной и эффективной добычи из нефтяной или газовой скважины. "Капитальный ремонт" относится к осуществлению основного технического обслуживания или восстановительной обработки нефтяной или газовой скважины. Операции по заканчиванию или капитальному ремонту могут включать, помимо прочего, цементирование, гравийную засыпку, возбуждение скважины и выравнивание профиля приемистости. Многие из этих операций в скважине направлены на облегчение или увеличение добычи заданных флюидов из подземного пласта или через него. В контексте настоящего документа слово "обработка" означает обработку скважины или подземного пласта, сквозь который проходит ствол скважины, направленную на достижение конкретных целей по заканчиванию или капитальному ремонту, таких как возбуждение, разобщение или выравнивание профиля приемистости; однако слово "обработка" необязательно подразумевает какую-либо конкретную цель. При бурении необходимо использовать буровой раствор. В контексте настоящего документа термин "буровой раствор" означает любую из целого ряда текучих сред, включая текучие смеси из жидкости с измельченной твердой фазой или газом (такие как суспензии, эмульсии, пены), используемые при операциях бурения ствола скважин в грунте. Этот термин является синонимом общеупотребительного термина "глинистый раствор для бурения", хотя иногда этот термин используют для обозначения более сложных и четко определенных "глинистых растворов". Одна из схем классификации буровых растворов основана на определении компонента, который четко характеризует функцию и поведение данного состава: (1) на водной основе, (2) на неводной основе и (3) газовый (пневматический). В каждой категории имеется множество подкатегорий, которые в значительной степени перекрываются друг с другом. Обработка обычно включает введение в скважину состава для обработки. В контексте настоящего документа термин "состав для обработки" означает текучую среду, используемую для устранения конкретных условий в стволе скважины или подземном пласте. В контексте настоящего документа "состав для обработки" также означает конкретную композицию текучей среды в тот момент времени, когда текучую среду вводят в ствол скважины. Состав для обработки обычно предназначается для использования с целью достижения конкретной цели, такой как возбуждение, разобщение или регулирование поступления газа или воды. Слово "обработка" в термине "состав для обработки" необязательно подразумевает какое-либо конкретное действие этого состава."Разделительная жидкость" представляет собой текучую среду, используемую для физического отделения одной текучей среды специального назначения от другой. Текучая среда специального назначения может представлять собой буровой раствор, цементирующий раствор или состав для обработки. Текучие среды специального назначения обычно подвержены загрязнению, поэтому между двумя средами используют разделительную жидкость, совместимую с каждой из них. Например, разделительную жидкость применяют, когда в скважине используют меняющиеся типы текучих сред. Например, разделительную жидкость применяют при переходе от бурового раствора, используемого во время бурения скважины, к цементному раствору в ходе операций цементирования скважины. В случае бурового раствора на нефтяной основе его следует отделять от цементирующего раствора на водной основе. При переходе ко второй операции для отделения бурового раствора от цементного раствора обычно используют химически обработанную разделительную жидкость на водной основе. В другом примере разделительная жидкость может быть использована для разделения составов для обработки двух разных типов. В контексте настоящего документа термин "скважинная жидкость" означает любую текучую среду,пригодную для использования в скважине для конкретной цели без обязательного обозначения какойлибо конкретной цели. "Скважинная жидкость" может представлять собой, например, буровой раствор,цементирующий раствор, состав для обработки или разделительную жидкость. В контексте настоящего документа "скважинная жидкость" означает конкретную композицию текучей среды во время введения этой текучей среды в ствол скважины. Добываемая вода. В контексте настоящего документа термин "добываемая вода" означает воду, добываемую из ствола скважины или через него, через устье скважины на поверхность. Добываемая вода содержит непрерывную фазу воды или водного раствора. Добываемая вода может содержать воду из ранее введенной скважинной жидкости, такой как буровой раствор или состав для обработки, или воду, естественным образом присутствующую в подземном пласте. Этот термин часто подразумевает неточно известный или неизвестный состав. Добываемая вода может содержать, например, угольную мелочь, другие суспендированные твердые частицы, растворенные неорганические ионы, сырую нефть или химикаты ранее введенной скважинной жидкости. Добываемая вода может быть описана множеством различных способов. Некоторые из более существенных характеристик включают, например, pH, общее содержание взвешенных частиц (total suspendedsolids - TSS), концентрацию твердой фазы определенного типа, например угольной мелочи, общее со-2 022644 держание растворенных механических примесей (total dissolved solids TDS), концентрацию определенных растворенных ионов, электропроводность, мутность и содержание экстрагируемых органических соединений, например, из сырой нефти или ранее веденной скважинной жидкости. Характеристики добываемой воды могут изменяться в широком диапазоне от одного месторождения к другому, от одной скважины к другой в пределах одного месторождения и во времени добычи. Добываемая вода может иметь, например, pH в диапазоне от примерно 5 до примерно 9, очень высокоеTSS, очень высокое TDS, очень высокую электропроводность, очень высокую мутность и содержать некоторое количество экстрагируемых органических жидкостей, обычно нефти. Проблема угольной мелочи в добываемой воде. В добываемой воде иногда присутствует угольная мелочь. Угольная мелочь может естественным образом находиться в подземном пласте или может образовываться во время бурения при проходке угленосной формации. Угольная мелочь может добываться с добываемой водой под действием потока флюида из подземного пласта или с возвратным буровым раствором. Угольная мелочь не позволяет повторно использовать добываемую воду, так как нежелательно снова вводить угольную мелочь в скважину. Удаление угольной мелочи позволило бы снова использовать добываемую воду и не возвращать угольную мелочь в ствол скважины, где она может закупоривать поровые связки, например, в слоистой структуре угольного пласта, что отрицательно сказалось бы на добыче. Удаление угольной мелочи также способствовало бы снижению износа наземных насосов, используемых для рециркуляции добываемой воды, так как при отсутствии твердой фазы в текучей среде, подаваемой насосом в створ скважины, уменьшается трение. Кроме того, в процессе флокуляции угля с целью удаления угольной мелочи предпочтительно не следует использовать флокулирующий или коагулирующий полимер, так как оставшийся в обработанной добываемой воде полимер нельзя вводить в подземный пласт. Использование технологий флокуляции угольной мелочи известного уровня техники неизбежно приводит к вероятности перенасыщения либо флокулянтом, либо коагулянтом и рециркуляции перенасыщенной воды в резервуар. Кроме того,для осуществления способов флокуляции известного уровня техники требуется большое количество химикатов. В соответствии с настоящим изобретением им обеспечивается способ флокуляции угольной мелочи из добываемой воды, этот способ включает следующие стадии:(i) добываемой воды, при этом добываемая вода содержит суспендированную угольную мелочь;(ii) одного или нескольких маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты и(iii) несмешивающегося с водой растворителя,в таких пропорциях, чтобы получилась эмульсия типа масло-в-воде;(B) по существу, разрушение эмульсии типа масло-в-воде в результате отстаивания или механического воздействия на:(i) первую текучую среду, непрерывная фаза которой включает воду из добываемой воды; и(ii) вторую текучую среду, непрерывная фаза которой включает несмешивающийся с водой растворитель; и(С) механическое отделение первой текучей среды от второй текучей среды. Гидрофобизирующее поверхностно-активное вещество (ПАВ) (предпочтительно один или несколько маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты) может быть использовано для отделения в верхнюю часть добываемой воды тонкодисперсной угольной мелочи, присутствующей в добываемой воде. Затем угольная мелочь может быть отделена или снята с поверхности добываемой воды. После этого добываемая вода может быть снова использована в непрерывном цикле в ходе бурения пласта или для других целей. Кроме того, для отделения угольной мелочи от добываемой воды, необязательно, может быть введен сшивающий агент гидрофобизирующего ПАВ, чтобы превратить в гель/сшить угольную мелочь и ПАВ (который предпочтительно находится в несущем растворителе) с целью облегчения удаления угольной мелочи от добываемой воды. Как ясно специалистам в данной области, способы, соответствующие настоящему изобретению,могут быть применены в различных производственных операциях в ходе добычи нефти или газа из скважины. Отличительные особенности и преимущества настоящего изобретения станут очевидны специалистам в данной области. Хотя специалисты в данной области могут внести в него многочисленные изменения, такие изменения входят в объем изобретения. Общие определения и употребление терминов В контексте настоящего документа слова "содержать", "иметь", "включать" и все их грамматические формы имеют расширяемое, не имеющее ограничительного характера значение, которое не исключает добавления элементов или стадий. В контексте настоящего документа материал считается "растворимым" в жидкости, если по меньшей мере 10 г этого материала может быть растворено в 1 л жидкости в ходе испытаний при 77F (25C) и давлении 1 атм, и "нерастворимым", если растворяется меньшее количество. В контексте настоящего документа "водорастворимый" означает растворимый при испытании в деионизированной водопроводной (питьевой) воде. В контексте настоящего документа "маслорастворимый" означает растворимый при испытании в н-гексане. Если не указано иное, любое соотношение или процентное содержание дано по объему. В контексте настоящего документа выражение "содержание по весу воды" означает вес воды непрерывной фазы текучей среды в целом без учета веса каких-либо суспендированных твердых частиц,проппанта, загустителя, растворенных солей или других материалов или добавок, которые могут присутствовать в воде. Если не указано иное, любое сомнение относительно того, принадлежат ли единицы измерения к американской или британской системе мер и весов в тех случаях, когда между ними имеется какое-либо различие, в настоящем документе решается в пользу единиц американской системы. Например,"гал/Мгал" означает американский галлон на тысячу американских галлонов. Текучая среда или гель (физическое состояние). В контексте настоящего документа термин "текучая среда" относится к аморфному состоянию, характеризующемуся способностью к течению и принятию формы резервуара в ходе испытаний при 77F(25C) и давлении 1 атм. Вязкость текучей среды представляет собой сопротивление текучей среды течению и определяется как отношение напряжения сдвига к скорости сдвига. Вязкость текучей среды обычно выражают в сантипуаз (сП). Чтобы величина вязкости имела значение, должна быть известна принятая или допускаемая скорость сдвига и температура измерения. В контексте настоящего документа, если особым образом не указано иное, вязкость текучей среды измерена вискозиметром Фана Model 50 при скорости сдвига 40 л/с, 77F (25 С) и давлении 1 атм. Для сравнения, вязкость чистой воды составляет около 1 сП. В контексте настоящего документа материал считается текучей средой, если он имеет вязкость менее 5000 сП. Примерами текучих сред являются жидкости и газы. В контексте настоящего документа "жидкость" означает аморфное вещество с малой или нулевой склонностью к рассеиванию и относительно высокой несжимаемостью в ходе испытаний при 77F (25 С) и давлении 1 атм. "Газ", напротив, означает аморфное вещество, обладающее склонностью к рассеиванию и высокой сжимаемостью в ходе испытаний при 77F (25C) и давлении 1 атм. Вещество, такое как текучая среда, может быть гомогенным или гетерогенным. В контексте настоящего документа гомогенное вещество это вещество, которое при наблюдении в микроскоп оказывается однородным. Гетерогенное вещество при наблюдении в микроскоп оказывается неоднородным. Гомогенная текучая среда состоит из одной текучей фазы с однородными свойствами на всем протяжении. К примерам гомогенных текучих сред относятся вода, сырая нефть или раствор одного или нескольких растворенных химикатов. Водный раствор представляет собой раствор, в котором растворителем является вода. Гетерогенная текучая среда состоит по меньшей мере из одной текучей фазы и по меньшей мере одной другой фазы, которая может быть, например, несмешивающейся с ней текучей средой или нерастворимыми твердыми частицами. Примером гетерогенной текучей среды является дисперсия. Дисперсия представляет собой систему, в которой одна фаза диспергирована в другой фазе. Дисперсия может представлять собой, например, суспензию твердых частиц во внешней жидкой фазе или относительно густую суспензию твердых частиц во внешней жидкой фазе. Кроме того, дисперсия может представлять собой пену, которая является жидкостью, содержащей дисперсию пузырьков нерастворимого газа, вспенивающих текучую среду благодаря использованию химиката (пенообразователя) для достижения стабильности. Другим примером дисперсии является эмульсия, которая представляет собой дисперсию капель несмешивающейся жидкости во внешней жидкой фазе. Эмульсия может быть нестабильной или стабильной. Для снижения межфазного натяжения между двумя несмешивающимися жидкостями с целью повышения или достижения стабильности может быть применен химикат (эмульгатор или эмульгирующий агент). Эмульсия может относиться к типу масло-в-воде (o/w) или к типу вода-в-масле (w/o). Эмульсию вода в масле иногда называют инвертной эмульсией. В контексте описания жидких фаз эмульсии "вода" означает воду или водный раствор, "масло" означает любую органическую жидкость, которая не смешивается с водой, такую как сырая нефть, дизельное топливо, минеральное масло, керосин, ксилол или синтетическое масло. Следует понимать, что возможны гетерогенные, или вложенные, эмульсии. Гетерогенные эмульсии представляют собой сложные полидисперсные системы, в которых в текучей среде одновременно существуют эмульсии и типа масло-в-воде, и типа вода-в-масле, при этом эмульсия масло-в-воде стабилизирована липофильным ПАВ, а эмульсия вода-в-масле стабилизирована гидрофильным ПАВ. К ним относятся гетерогенные эмульсии типа "вода-в-масле-в-воде" (w/o/w) и типа "масло-в-воде-в-масле" (o/w/o). Возможны даже еще более сложные полидисперсные системы. Гетерогенные эмульсии могут быть получены, например, путем диспергирования в воде или водном растворе эмульсии вода-в-масле либо путем диспергирования в масле эмульсии масло-в-воде. Непрерывная фаза текучей среды в целом является самой внешней фазой текучей среды независимо от числа фаз. В контексте настоящего документа при описании фазы или фаз текучей среды "текучая среда на водной основе" означает, что вода или водный раствор является непрерывной фазы текучей среды в целом, которая может включать или может не включать какие-либо другие фазы. Напротив, "текучая среда на масляной основе" означает, что непрерывной фазой текучей среды в целом является масло,при этом какие-либо другие фазы могут присутствовать или отсутствовать. В контексте настоящего документа термин "гель" и его производные относится к полутвердому,студенистому состоянию, которое могут принимать некоторые коллоидные дисперсии. Буровой раствор или состав для обработки могут быть вязкими. В некоторых вариантах применения текучая среда в скважине образует гель или становится гелеобразной. В геле могут быть диспергированы капли жидкости или твердые частицы. Диспергированные в геле капли жидкости могут представлять собой, например,эмульсию. Стадия смешивания. Стадия смешивания включает смешивание, по меньшей мере: (i) добываемой воды, при этом добываемая вода содержит суспендированную угольную мелочь; (ii) одного или нескольких маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты и (iii) несмешивающегося с водой растворителя. Их смешивают в таких пропорциях, чтобы получилась эмульсия типа масло-в-воде. Предпочтительно эта эмульсия масло-в-воде является нестабильной, что более подробно описано далее. Добываемая вода с угольной мелочью. Как указано выше, добываемая вода иногда содержит угольную мелочь; ее иногда называют"угольная вода". Количество угольной мелочи в добываемой воде может значительно колебаться. Даже при небольшой концентрации угольной мелочи в добываемой воде могут возникать проблемы для повторного использования этой добываемой воды в скважине, но иногда добываемая вода может содержать большое количество угольной мелочи. Например, иногда содержание угольной мелочи в добываемой воде может составлять около 10 вес.% добываемой воды. Предпочтительно добываемая вода содержит по меньшей мере 10 г/м 3 взвешенной угольной мелочи. Предпочтительно по меньшей мере 90% угольной мелочи в добываемой воде характеризуется гранулометрическим распределением в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 500 мкм. Более предпочтительно угольная мелочь в добываемой воде характеризуется гранулометрическим распределением в диапазоне от примерно 0,3 до примерно 200 мкм. Предпочтительно промытая растворителем и высушенная проба всех взвешенных в добываемой воде частиц имеет удельный вес менее 2. Это указывает на то, что все взвешенные твердые частицы состоят преимущественно из органических соединений, более конкретно преимущественно из угольной мелочи. Напротив, можно было бы ожидать, что промытая растворителем и высушенная проба всех взвешенных в добываемой воде частиц, состоящих, по существу, из фрагментов горных пород или частиц глины, будет иметь удельный вес более 2. Маслорастворимые сложные эфиры фосфорной кислоты. Сложные эфиры фосфорной кислоты имеют общую формулу P(=O)(ОН)(OR)(OR1), где R и R1 могут включать линейную или разветвленную углеводородную группу, которая, например, может включать линейный или разветвленный алкил, алкенил, арил, алкиларил, арилалкил, циклоалкил, алкилэфир, арилэфир, алкиларилэфир или их смесь. В контексте настоящего документа линейные или разветвленные углеводородные группы не ограничены в размере и могут содержать любое количество атомов углерода и/или других атомов или групп при условии, что сложный эфир фосфорной кислоты растворим в масле. Предпочтительно углеводородная группа содержит от примерно 2 до примерно 30 атомов углерода. Более предпочтительно один или несколько маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты включают сложноэфирные функциональные группы по меньшей мере из 4 атомов углерода. В соответствии с настоящим изобретением сложный эфир фосфорной кислоты может содержать продукт реакции соединения пятивалентного фосфора и спирта, его получение соответствует хорошо известным методикам синтеза (см., например, патенты США 3757864, 4007128 и 4200539, включаемые в настоящий документ путем ссылки). Необязательно, сложные эфиры фосфорной кислоты могут содержать продукт реакции 1) пятивалентного фосфора (например, Р 2 О 5), прореагировавшего с триалкилфосфатом, и 2) спирта. Синтез этих сложных эфиров фосфорной кислоты осуществляют в соответствии с хорошо известной методикой, например, изложенной в патенте США 5202035 (включается в настоящий документ путем ссылки). В качестве альтернативы сложные эфиры фосфорной кислоты, применимые в настоящем изобретении, могут быть получены путем переэтерификации сложного эфира ортофосфорной кислоты с триэтилфосфатом, см., например, патент США 5649596 (включается в настоящий документ путем ссылки). Например, смесь маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты может быть получена по реакции триэтилфосфата с линейными спиртами С 8-С 10 и пентоксидом фосфора. В результате образуется смесь первичных диэфирных структур переменного молекулярного веса. Одним из маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты, пригодных для использования в настоящем изобретении, является МО-85 М, выпускаемый серийно компанией Halliburton Energy Services из Duncan, Oklahoma, USA. Использование одного или нескольких маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты позволяет уменьшить или устранить необходимость использования длинноцепочечных полимеров в качестве флокулянта угольной мелочи, при этом также уменьшается или исключается риск повторного введения таких длинноцепочечных полимеров в резервуар. Несмешивающийся с водой растворитель. Вообще, "растворитель" означает материал, растворяющий другое твердое, жидкое или газообразное вещество с получением гомогенного раствора. В контексте настоящего документа растворитель может представлять собой одно или несколько химических соединений. Например, растворителем может являться н-гексан, который представляет собой одно химическое соединение, или керосин, который представляет собой смесь углеводородов, выделенную из нефти. В промышленности, хотя это необязательно требуется по определению, термин "растворитель" предполагает или подразумевает материал, легкодоступный оптовыми партиями по относительно низкой цене. В контексте настоящего документа "легкодоступный" означает, что материал выпускается серийно и продается на рынках товаров промышленного назначения без необходимости предварительного заказа из-за особой химической обработки или специального производства. В контексте настоящего документа"оптовая партия" означает доступность для поставки грузовым транспортом в количестве по меньшей мере 5000 галлонов США (19 м 3) (даже если такое количество необязательно используется в целях настоящего изобретения). В контексте настоящего документа "относительно низкая цена" означает менее чем примерно в 5 раз по сравнению со стоимостью сырой нефти оптовыми партиями. В контексте настоящего документа "несмешивающийся с водой растворитель" означает растворитель, являющийся жидкостью (при 77F (25C) и давлении 1 атм) и несмешивающийся с водой. Выбор параметров несмешивающегося с водой растворителя. В целях настоящего изобретения подбирают такой несмешивающийся с водой растворитель, который не является маслорастворимым сложным эфиром фосфорной кислоты. Кроме того, выбирают несмешивающийся с водой растворитель, способный растворять по меньшей мере 10 л/м 3 маслорастворимого сложного эфира фосфорной кислоты, используемого в контексте настоящего изобретения. Кроме того, выбирают несмешивающийся с водой растворитель, не вступающий в химические реакции с маслорастворимым сложным эфиром фосфорной кислоты в условиях стадии смешивания с добываемой водой и маслорастворимым сложным эфиром фосфорной кислоты. В соответствии с настоящим изобретением предпочтительно подбирают такой несмешивающийся с водой растворитель, который легкодоступен оптовыми партиями по относительно низкой цене. Более предпочтительно выбирают растворитель, легкодоступный оптовыми партиями по цене примерно в 5 раз меньшей, чем стоимость сырой нефти оптовыми партиями. Предпочтительно подбирают такой несмешивающийся с водой растворитель, используемый в настоящем изобретении, который обладает одним или несколькими из следующих параметров:(a) нерастворим в воде (то есть в воде растворяется менее 10 л/м 3);(b) неполярный (то есть обладающий диэлектрической постоянной менее 15);(c) индекс полярности по Снайдеру менее 5;(d) удельный вес меньше чем у воды (то есть плотность меньше примерно 1 г/мл при 77F (25C) и 1 атм);(e) температура вспышки в закрытом тигле по меньшей мере 73F (22,7C), то есть может быть самовозгорающимся, но не считается "очень легко воспламеняющимся";(f) химическая реакционноспособность - считается при нормальных условиях в указанных целях устойчивым, например устойчив при нагревании по меньшей мере до 100F (37,7C), более предпочтительно по меньшей мере 150F (65,6C), и не подвергается воздействию водных растворов кислот, щелочей, большинства окислителей и большинства восстановителей;(g) категория опасности для здоровья людей по классификации Национальной ассоциации пожарной безопасности (NFPA - National Fire Protection Association) 2 ("опасный") или ниже;(h) считается "легко поддающимся биологическому распаду" в ходе по меньшей мере одного из испытаний, широко используемых в нефтегазовой промышленности США. Предпочтительные примеры несмешивающегося с водой растворителя. Если несмешивающийся с водой растворитель обладает меньшим удельным весом, чем вода, он может флотировать угольную мелочь к поверхности по мере разделения эмульсии типа масло-в-воде. Предпочтительно он флотирует уголь, а не позволяет ему погружаться, что обеспечивает возможность более эффективного удаления угольной мелочи путем сбора с поверхности. Флотация угольной мелочи обеспечивает ее удаление и без осушения сборного резервуара, и без использования более сложной придонной шнековой системы. При использовании флотации в процессе сбора с поверхности снижается потребность в большом количестве свежей воды для возмещения воды, отведенной из системы с продуктом флокуляции. В соответствии с основными идеями настоящего изобретения несмешивающийся с водой растворитель предпочтительно содержит одно или несколько углеводородных соединений. Предпочтительным несмешивающимся с водой растворителем является белое минеральное масло Drakeol, серийно выпускаемое компанией Penreco, Pennsylvania, USA. Соотношение составных частей эмульсии типа масло-в-воде. Предпочтительно эмульсия типа масло-в-воде содержит (i) добываемую воду; (ii) сложные эфиры фосфорной кислоты в количественном соотношении по меньшей мере 0,1 л/м 3 добываемой воды и (iii) несмешивающийся с водой растворитель, при этом несмешивающийся с водой растворитель присутствует (а) в количественном соотношении по меньшей мере 1 л/м 3 добываемой воды и (b) в соотношении по меньшей мере 3:1 по объему относительно сложных эфиров фосфорной кислоты. Предпочтительные количественные соотношения сложных эфиров фосфорной кислоты. Более предпочтительно один или несколько сложных эфиров фосфорной кислоты присутствуют в количественном соотношении по меньшей мере 0,1 л/м 3 добываемой воды. Более предпочтительно сложные эфиры фосфорной кислоты присутствуют в количественном соотношении в диапазоне от примерно 0,5 до примерно 10 л/м 3 добываемой воды. Хотя не ожидается, что перенасыщение может стать физической проблемой, наиболее предпочтительно сложные эфиры фосфорной кислоты присутствуют в количественном соотношении менее 5 л/м 3 добываемой воды по экономическим соображения. Предпочтительные количественные соотношения несмешивающегося с водой растворителя. Предпочтительно количество несмешивающегося с водой растворителя превышает 1 л/м 3 добываемой воды. Более предпочтительно количество несмешивающегося с водой растворителя лежит в диапазоне от примерно 3 до примерно 100 л/м 3 добываемой воды. Предпочтительно несмешивающийся с водой растворитель присутствует в соотношении по меньшей мере 5:1 относительно одного или нескольких маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты. Более предпочтительно несмешивающийся с водой растворитель присутствует в соотношении,лежащем в диапазоне от по меньшей мере 5:1 до самое большее 50:1 относительно одного или нескольких маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты. Хотя не ожидается, что перенасыщение несмешивающимся с водой растворителем может стать физической проблемой, верхние пределы количества несмешивающегося с водой растворителя определяются, главным образом, экономическими соображениями, так как перенасыщение было бы расточительным. Эмульсия типа масло-в-воде предпочтительно чрезвычайно нестабильная. Предпочтительно количественные соотношения добываемой воды, маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты и несмешивающегося с водой растворителя выбирают так, чтобы получить эмульсию типа масло-в-воде, которая является нестабильной до такой степени, что, по существу, разрушается менее чем через 5 мин после стадии смешивания при 77F (25 С) и давлении 1 атм. Более предпочтительно она является нестабильной до такой степени, что, по существу, разрушается менее чем через 1 мин. Следует понимать, что указанная нестабильность эмульсии определяется в лабораторном масштабе от примерно 0,5 до примерно 1 л, и можно ожидать, что в эксплуатационных условиях, в большом количестве текучей среды для разрушения, по существу, потребуется больше времени. Тем не менее, ожидается, что благодаря данному изобретению обеспечивается существенное усовершенствование в отношении времени разделения в эксплуатационных условиях. Стадия смешивания - условия. Предпочтительно стадия смешивания включает смешивание притакой скорости сдвига и в течение такого времени, которых достаточно для получения нестабильной эмульсии. Стадия, по существу, разрушения эмульсии типа масло-в-воде в результате отстаивания или механического воздействия. В контексте настоящего документа "по существу, разрушение" эмульсии типа масло-в-воде означает, что по меньшей мере 80 об.% масляной фазы и по меньшей мере 80 об.% водной фазы эмульсии типа масло-в-воде разделяются на четко выраженные слои масла и воды. Предпочтительно стадия разрушения эмульсии в результате отстаивания или механического воздействия включает отстаивание эмульсии типа масло-в-воде перед стадией механического разделения. Следует понимать, что "отстаивание" означает, что эмульсию оставляют в покое в условиях окружающей среды на площадке скважины. Если по какой-либо причине используется эмульгатор или если эмульсия является нежелательно стабильной, стадия разрушения эмульсии в результате отстаивания или механического воздействия может включать добавление химиката с целью нарушения устойчивости эмульсии. Стадия механического разделения. Предпочтительно стадия механического разделения включает сбор с поверхности. Более предпочтительно, если вторая текучая среда, содержащая непрерывную водную фазу, как правило, обладает большей плотностью, чем первая текучая среда, содержащая непрерывную масляную фазу, стадия сбора с поверхности включает сбор второй текучей среды с поверхности первой текучей среды. Стадия механического разделения может включать пропускание эмульсии типа масло-в-воде через гидроциклон. Предпочтительно по меньшей мере 80 вес.% угольной мелочи из добываемой воды находится во второй текучей среде. Более предпочтительно по меньшей мере 90 вес.% угольной мелочи из добываемой воды находится во второй текучей среде. Кроме того, при использовании флотации снижается риск перенасыщения маслорастворимым сложным эфиром фосфорной кислоты и несмешивающимся с водой растворителем. Большая часть эфира фосфорной кислоты и несмешивающегося с водой растворителя отделяется от водной фазы. Таким образом, любое перенасыщающее количество маслорастворимого фосфата, несмешивающегося с водой растворителя или других нерастворимых в воде химикатов, используемых в данном процессе, хотя это и нежелательно с точки зрения рентабельности, после стадии разделения будет удалено из водной фазы. В контексте настоящего документа "перенасыщение" означает использование химиката или растворителя в количестве, превышающем минимальное количество, необходимое для достижения цели отделения угольной мелочи. Поперечное сшивание сложных эфиров фосфорной кислоты для образования геля. Предпочтительно стадия смешивания дополнительно включает смешивание со сшивающим агентом одного или нескольких сложных эфиров фосфорной кислоты. Смешивание со сшивающим агентом может проходить во время или после стадии смешивания добываемой воды, одного или нескольких маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты и несмешивающегося с водой растворителя. Предпочтительно сшивающий агент содержит источник железа со степенью окисления 3+. Более предпочтительно сшивающий агент содержит Fe2(SO4)3H2O. Предпочтительно сшивающий агент вводят в количестве, по меньшей мере, достаточном относительно одного или нескольких сложных эфиров фосфорной кислоты для образования геля. Этот способ, необязательно, может дополнительно включать стадию разрушения геля после стадии механического разделения. Например, если сшивающий агент представляет собой Fe2(SO4)3H2O, разжижитель геля может быть подобран из восстановителей железа 3+ до железа 2+. Предпочтительно восстановитель подбирают из группы, состоящей из додекабензилсульфоновой кислоты (DDBSA), гипофосфита натрия, дихлорида олова и тиогликолевой кислоты. Также подразумевается, что гель может быть разрушен окислителем, который воздействует на фосфатную группу. В соответствии с этим механизмом в качестве окислителя для разрушения геля может быть использован, например, оксид магния. Стадия поперечного сшивания обеспечивает возможность дополнительного гелеобразования сложными эфирами фосфорной кислоты, что способствует вынесению и отделению угольной мелочи из добываемой воды. Если нужно, загущенный гелем материал впоследствии может быть разжижен для облегчения отделения от геля угольной мелочи. Стадия использования воды из добываемой воды в скважине. Предпочтительно стадию смешивания осуществляют на площадке скважины, из которой добывают воду. Предпочтительно данный способ дополнительно включает стадию, осуществляемую после стадии отделения, введения скважинной жидкости, содержащей первую текучую среду, в скважину. Более предпочтительно эту стадию введения осуществляют в отношении той же самой скважины, из которой была получена добываемая вода. Лабораторные примеры. Для проверки образец добываемой воды, содержащей угольную мелочь, перемешали и наблюдали отстаивание во времени. В нулевой момент времени образец на всем протяжении имел густой черный цвет и 0% осевшей угольной мелочи; через 30 мин зафиксировали, что цвет образца стал светлее, черное кольцо частиц оставалось на поверхности образца и от примерно 40 до примерно 50 вес.% угольной мелочи осело на дно; спустя 60 мин отстаивания зафиксировали, что на поверхности образца все еще сохраняется кольцо частиц, видимый слой отстоя на дне сосуда содержит от примерно 80 до примерно 90 вес.% осевшей угольной мелочи. Проблема состоит в том, что это время отстаивания слишком велико. Кроме того, хотя быстрое отделение от добываемой воды примерно 80% угольной мелочи было бы приемлемым, более желательно было бы отделение более примерно 90%. Кроме того, при проверке смешивания образца добываемой воды, содержащей угольную мелочь, с 5% белым минеральным маслом Drakeol не привело к флокуляции угольной мелочи на поверхности. Общая методика лабораторных исследований. Образцы угольной воды из месторождения Mannville объемом 100 мл помещали в стеклянные сосуды и встряхивали, добавляя различные химикаты в некоторых концентрациях, чтобы определить наилучший из возможных вариантов обработки. Когда вариант обработки воды был найден, путем титрования определили минимальные концентрации для обработки угольной воды. Для изучения перенасыщения образца добавляли троекратную минимальную концентрацию. Все образцы испытывали на эффект добавления Fe2(SO4)3H2O с целью огеливания угольной мелочи. Наилучшие результаты гелеобразования получены с перенасыщенным образцом угольной воды. Положительные результаты. МО-85 М добавили в сочетании с углеводородной жидкостью-носителем (ксилол) к образцу добываемой воды, содержащей суспензию угольной мелочи. Было обнаружено, что при содержании 5 л/м 3 МО-85 М и 50 л/м 3 ксилола большая часть угля отделяется от водной фазы и флотирует в верхнюю фазу ксилола этого раствора. Если нужно, можно добавить 0,5 кг/м 3 Fe2(SO4)3 Н 2 О, выполняющего роль сшивающего агента, с целью создания геля МО-85 М с угольной мелочью и ксилола. Благодаря этому на поверхности получен слой геля, содержащий 100% угольной мелочи, и непрозрачный белый водный слой под ним. Как показало это испытание, минимальное количество, необходимое для обработки образца угольной воды Mannville, приводящей к образованию слоя угля на поверхности, составило 30 л/м 3 предварительно составленной смеси 30:1 ксилола к МО-85 М и обеспечило удовлетворительное отделение большей части угля от образца добываемой в Mannville воды, содержащей угольную мелочь. Другими словами, это около 29 л/м 3 ксилола и примерно 1 л/м 3 МО-85 М. Можно предположить, что это количество может в некоторой степени изменяться в зависимости от количества угольной мелочи в добываемой воде. Водный слой разделенной эмульсии типа масло-в-воде может быть снова смешан с образцом угольной воды, не приводя к ее разделению. Это указывает на пригодность обработанной таким образом воды для повторного использования. Затем, после добавления МО-85 М и ксилола, угольная мелочь отделяется с масляной фазой. Чтобы сделать эту систему более рентабельной, провели вторую серию испытаний, направленных на оптимизацию системы и уменьшение концентраций, необходимых для достижения заданной цели флокуляции угольной мелочи. В такой оптимизированной системе МО-85 М добавляли к добываемой воде, содержащей суспензию угольной мелочи, в сочетании в углеводородной жидкостью-носителем, как и ранее (в этом случае - белым минеральным маслом Drakeol в сочетании с тяжелым продуктом реформинга). Смесь 1:1:8 по объему МО-85 М:тяжелого продукта реформинга:белого минерального масла Drakeol добавляли в добываемую воду в концентрации 5 л/м 3. При перемешивании угольная мелочь поднималась в верхнюю часть добываемой воды. При этой концентрации угольная мелочь начинала немедленно собираться хлопьями, покидать более плотную водную фазу и переходить в верхнюю углеводородную фазу данной системы. В образце объемом 100 мл для видимой флокуляции угольной мелочи потребовалось не более 1 мин. При увеличенной концентрации МО-85 М процесс шел быстрее, и не было отмечено каких-либо отрицательных эффектов в отношении перенасыщения. Чтобы облегчить удаление угольной мелочи, к МО-85 М, растворителю и добываемой воде добавили Fe2(SO4)3 Н 2 О в виде водного раствора или сухой добавки. При дополнительном перемешивании угольная мелочь и смесь МО-85 М:углеводород превращалась в гель/претерпевала сшивание под действием Fe2(SO4)3 Н 2 О, и удаление угольной мелочи из добываемой воды упрощалось. Эта отделенная текучая среда затем могла быть ожижена химическим разжижителем геля, таким как додекабензилсульфоновая кислота (DDBSA). Выводы лабораторных исследований. В соответствии с изобретением в образце для испытания после выдерживания 1 мин или менее была достигнута флокуляция и флотация по меньшей мере 80% угольной мелочи. При более высоком содержании маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты или несмешивающегося с водой растворителя может быть достигнута флокуляция и флотация более чем 90% угольной мелочи, содержащейся в образце добываемой воды. Перенасыщение не оказывает какого-либо отрицательного влияния. Кроме того, маслорастворимые сложные эфиры фосфорной кислоты могут быть огелены путем добавления Fe2(SO4)3 Н 2 О. Прошедшая обработку вода может быть рециркулирована и снова смешана со свежей угольной водой без какого-либо разделения до тех пор, пока она снова не будет подвергнута обработке. Описанные выше материалы могут быть произведены с малыми затратами и могут быть соединены друг с другом с получением одного продукта, предназначенного для обработки добываемой воды, содержащей угольную мелочь, за исключением какого-либо необходимого сшивающего агента (например,Fe2(SO4)3H2O). Благодаря этому возможно простое дозирование состава для обработки в соответствии с изменяющимися условиями эксплуатации. Кроме того, без труда могут быть проведены испытания этого продукта в условиях эксплуатации, направленные на подтверждение правильности выбранной концентрации. В ходе лабораторных испытаний не зафиксировано отрицательного влияния перенасыщения,продемонстрировано, что это увеличивает эффективность данного продукта. Сравнение с другими исследованными ПАВ. Все другие исследованные ПАВ не дали удовлетворительных результатов. Некоторые из подвернутых испытаниям ПАВ вызывали опускание угольной мелочи в нижнюю часть раствора; однако предпочтительной целью настоящего изобретения было достижение флотации угольной мелочи на поверхности добываемой воды с целью ее удаления. Заключение. Следовательно, настоящее изобретение обеспечивает достижение указанных целей и преимуществ,а также неотъемлемых по его природе. Описанные выше конкретные варианты осуществления являются лишь иллюстрацией, так как настоящее изобретение может быть модифицировано и реализовано на практике различным, но эквивалентным образом, понятными специалистам в данной области, воспользовавшимся изложенными идеями. Кроме того, не подразумевается каких-либо ограничений для деталей конструкции или технических решений, описанных в этом документе, за исключением имеющихся в приводимой далее формуле изобретения. Следовательно, очевидно, что раскрываемые выше конкретные пояснительные варианты осуществления изобретения могут быть изменены или модифицированы, и все подобные изменения считаются входящими в объем настоящего изобретения. Хотя композиции и способы описаны в терминах "заключающий в себе", "содержащий" или "включающий" различные компоненты или стадии, эти композиции и способы также могут "состоять, по существу, из" или "состоять из" различных компонентов и стадий. Во всех случаях, когда раскрывается числовой диапазон, имеющий нижний предел и верхний предел, любое число и любой охватываемый им диапазон являются конкретно указанными. В частности, каждый диапазон значений (в форме "от примерно а до примерно b" или, что эквивалентно, "от приблизительно а до b"), раскрытый в настоящем документе, следует понимать как указывающий всякое число и диапазон, охватываемые более широким диапазоном значений. Кроме того,использованные в формуле изобретения термины имеют очевидное, общепринятое значение, если иное ясно и четко не определено заявителем. Если существует противоречие в использовании слова или термина в данном описании и одном или нескольких других документах или патентах, которые могут быть включены в настоящий документ путем ссылки, следует руководствоваться определениями, согласующимися с настоящим описанием. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ флокуляции угольной мелочи из добываемой воды, включающий:(i) добываемой воды, при этом добываемая вода содержит суспендированную угольную мелочь;(ii) одного или нескольких маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты и(iii) несмешивающегося с водой растворителя,в таких пропорциях, чтобы получилась эмульсия типа масло-в-воде;(B) по существу, разрушение эмульсии типа масло-в-воде в результате отстаивания или механического воздействия, при этом образуются:(i) первая текучая среда, непрерывная фаза которой включает воду из добываемой воды; и(ii) вторая текучая среда, непрерывная фаза которой включает несмешивающийся с водой растворитель; и(C) механическое отделение первой текучей среды от второй текучей среды. 2. Способ по п.1, в котором эмульсия типа масло-в-воде содержит:(ii) сложные эфиры фосфорной кислоты в количественном соотношении по меньшей мере 0,1 л/м 3 добываемой воды и(a) в количественном соотношении по меньшей мере 1 л/м 3 добываемой воды и(b) в соотношении по меньшей мере 3:1 по объему относительно сложных эфиров фосфорной кислоты. 3. Способ по п.1 или 2, в котором добываемая вода содержит по меньшей мере 10 г/м 3 суспендированной угольной мелочи. 4. Способ по пп.1, 2 или 3, в котором промытая растворителем и высушенная проба всех суспендированных в добываемой воде частиц имеет удельный вес менее 2. 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором один или несколько маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты присутствуют в количественном соотношении по меньшей мере 0,1 л/м 3 добываемой воды. 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором один или несколько маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты присутствуют в количественном соотношении, лежащем в диапазоне от 0,5 до 10 л/м 3 добываемой воды. 7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором концентрация несмешивающегося с водой растворителя составляет более 1 л/м 3 добываемой воды. 8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором концентрация несмешивающегося с водой растворителя лежит в диапазоне от 3 до 10 л/м 3 добываемой воды. 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором несмешивающийся с водой растворитель присутствует в соотношении, лежащем в диапазоне от 5:1 до 50:1 относительно маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты. 10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором количественные соотношения добываемой воды, одного или нескольких маслорастворимых сложных эфиров фосфорной кислоты и несмешивающегося с водой растворителя таковы, что образуется эмульсия типа масло-в-воде, которая является нестабильной до такой степени, что, по существу, разрушается менее чем через 5 мин после стадии смешивания при 77F (25 С) и давлении 1 атм. 11. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором стадия разрушения эмульсии в результате отстаивания или механического воздействия включает отстаивание эмульсии типа масло-в-воде в течение менее 5 мин перед стадией механического разделения. 12. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором стадия механического разделения включает сбор второй текучей среды с поверхности первой текучей среды. 13. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором по меньшей мере 80 вес.% угольной мелочи из добываемой воды находится во второй текучей среде. 14. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором стадия смешивания дополнительно включает смешивание со сшивающим агентом одного или нескольких сложных эфиров фосфорной кислоты. 15. Способ по п.14, в котором сшивающий агент вводят в количестве относительно одного или нескольких сложных эфиров фосфорной кислоты, достаточном для образования геля. 16. Способ по п.15, дополнительно включающий стадию разрушения геля после стадии механического разделения. 17. Способ по п.16, в котором стадию разрушения геля проводят при помощи восстановителя сшивающего агента. 18. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором стадию смешивания осуществляют на площадке скважины, из которой добывают воду. 19. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий стадию введения скважинной жидкости, содержащей первую текучую среду, в скважину после стадии разделения. 20. Способ по п.19, в котором стадию введения осуществляют в отношении той же самой скважины, из которой была получена добываемая вода.