Способ очистки ствола скважины и разжижающий флюид

012514 Предпосылки к созданию изобретения Данная заявка на изобретение заявляет приоритет в соответствии с 35 U.S.С. 119 для США с регистрационным 60/668485 от 5 апреля 2005. Эта заявка на изобретение во всей полноте включена в качестве ссылки. Область техники, к которой относится изобретение Варианты реализации в целом относятся к скважинным флюидам. Более конкретно, варианты реализации относятся к вытесняющим и химическим разжижающим флюидам. Уровень техники Во время бурения ствола скважины для выполнения разнообразных действий в скважине обычно используют различные флюиды. Флюиды могут циркулировать через бурильную трубу и головку бура внутри ствола скважины и затем могут впоследствии течь вверх через ствол скважины к поверхности. Во время такой циркуляции буровой флюид может быть использован для удаления выбуренной породы из забоя ствола скважины к поверхности, для удерживания во взвешенном состоянии выбуренной породы и утяжелителя, когда циркуляцию прерывают, для управления давлением в скважине, для поддержки целостности ствола скважины до тех пор пока профиль скважины обсаживают и скрепляют цементным раствором, для изолирования флюидов из пласта, обеспечивая достаточное гидростатическое давление для предотвращения входа пластовых флюидов в ствол скважины, для охлаждения и смачивания бурильной колонны и/или для достижения максимальной скорости проходки. В большинстве способов роторного бурения буровой флюид принимает вид "бурового раствора",т.е. жидкости, содержащей суспендированные в ней твердые тела. Твердые тела служат для придания желательных реологических свойств буровому флюиду, а также для увеличения его плотности, чтобы обеспечить подходящее гидростатическое давление в нижней части буровой скважины. Буровой раствор может быть или на основе воды, или на основе масла. Буровые растворы могут состоять из полимеров, биополимеров, глин и органических коллоидов,которые добавляют в жидкости на основе воды, чтобы получить требуемые вязкостные и фильтрационные свойства. Тяжелые минералы, типа барита или карбоната кальция, могут быть добавлены для увеличения плотности. Твердые тела из пласта смешиваются с буровым раствором и часто в результате бурения они становятся диспергированными в буровом растворе. Кроме того, буровые растворы могут включать одну или несколько природных и/или синтетических полимерных добавок, содержащих полимерные добавки, которые увеличивают реологические свойства (например, пластическую вязкость, предельное динамическое напряжение сдвига, прочность геля) бурового раствора, и полимерные понизители вязкости и флокулянты. Полимерные добавки, содержащиеся в буровом флюиде, могут действовать в качестве понизителей водоотдачи. Понизители водоотдачи, такие как крахмал, предотвращают потерю жидкости в окружающий пласт посредством уменьшения проходимости фильтрационной корки, образовавшейся на свежеполученной открытой поверхности породы. Кроме того, полимерные добавки используют для обеспечения достаточной пропускной способности и тиксотропии бурового раствора, чтобы сделать возможным с помощью бурового раствора перемещать выбуренную породу к поверхности и предотвращать выбуренные породы от выпадения в осадок из бурового раствора, когда циркуляцию прерывают. Разные буровые флюиды могут быть разработаны с целью образования тонкой, низкопроницаемой фильтрационной корки, чтобы герметизировать проницаемые пласты, проходимые головкой бура. Фильтрационная корка важна для предотвращения как уменьшения потери флюидов в пласт, так и притока флюидов, присутствующих в пласте. После заканчивания бурения, фильтрационная корка может стабилизировать ствол скважины во время выполнения последующих действий по заканчиванию скважины, таких как размещение гравийной набивки в стволе скважины. Фильтрационные корки часто содержат закупоривающие добавки, выбуренные породы, полученные в ходе процесса бурения, полимерные добавки и выпавшие осадки. Одной особенностью бурового флюида является сохранение указанных твердых и полутвердых частиц в виде стабильной суспензии, без значительного отстаивания на протяжении масштаба времени выполнения буровых работ. Выбор типа бурового флюида, который используется при применении бурения, включает точный баланс как положительных и отрицательных характеристик буровых флюидов при их конкретном использовании, так и тип буровой скважины, которая будет пройдена бурением. Основные преимущества при выборе бурового флюида на основе масла, также известного как буровой раствор на основе масла,заключаются в превосходной устойчивости ствола, особенно в пластах фильтрационных сланцев, образовании более тонкой фильтрационной корки по сравнению с фильтрационной коркой, полученной с фильтрационным раствором на основе воды, превосходное смазывание бурильной колонны и скважинного оборудования и инструмента и проникновения соляных пластов без обрушения или расширения отверстия, так же как и другие выгоды, которые должны быть известны специалистам в области техники. Особенно полезным свойством буровых растворов на основе масла являются их превосходные смазывающие качества. Указанные смазывающие свойства позволяют осуществлять выбуривание скважины, обладающей существенным вертикальным отклонением, что типично для морских или глубоководных бурильных работ или когда требуется горизонтальная скважина. В таких скважинах, значительно-1 012514 отклоняющихся от вертикали, вращающий момент и гидродинамическое сопротивление бурильной колонны представляет значительную проблему, потому что бурильная труба оказывается лежащей на нижней поверхности отверстия, и значителен риск прихвата трубы при использовании бурового раствора на водной основе. Напротив, буровой флюид на основе масла обеспечивает тонкую маслянистую фильтрационную корку, которая помогает предотвратить прихватывание трубы, и ,соответственно, использование бурового флюида на основе масла может быть оправдано. Несмотря на многочисленные преимущества при использовании буровых флюидов на основе масла,они имеют недостатки. В большинстве случаев использование буровых флюидов на основе масла и буровых растворов на основе масла характеризуется высокими начальными и эксплуатационными затратами. Указанные затраты могут быть значительными в зависимости от глубины просверливаемого отверстия. Тем не менее, более высокие затраты часто могут быть обоснованы, если буровой флюид на основе масла предотвращает обрушение в стволе скважины или уширение ствола скважины, которые могут значительно увеличить время бурения и затраты. Удаление покрытых маслом выбуренных пород представляет собой другую первоочередную задачу, особенно для морских или глубоководных бурильных работ. В этих последних случаях выбуренные породы должны быть либо чисто отмыты от масла раствором детергента, который также должен быть удален, либо выбуренную породу должны загрузить для отправки обратно на берег для их удаления экологически безопасным способом. Другое соображение, которое должно быть принято во внимание, связано с местным государственным регулированием, которое может ограничить использование буровых флюидов на основе масла и буровых растворов в силу экологических причин. Буровые растворы на основе масла обычно содержат некоторое количество воды, либо это связано с составом бурового флюида непосредственно, либо вода может быть специально добавлена, чтобы оказать влияние на свойства бурового флюида или бурового раствора. В таких эмульсиях типа вода-в-масле,также известных как обратные эмульсии, эмульгатор используют для стабилизации эмульсии. Вообще,обратная эмульсия может содержать как водорастворимые, так и маслорастворимые эмульгирующие вещества. Обычные примеры таких эмульгаторов включают мыла поливалентных металлов, жирные кислоты и мыла жирных кислот, и другие подобные подходящие соединения, которые должны быть известны специалистам в области техники. После того как любые действия по заканчиванию были осуществлены, может оказаться необходимым удаление фильтрационной корки, остающейся на боковых стенах ствола скважины. Хотя образование фильтрационной корки было существенным фактором при выполнении бурильных работ, фильтрационная корка может оказаться значительным препятствием при получении углеводорода или других флюидов из буровой скважины, если, к примеру, горная порода окажется закупоренной фильтрационной коркой. Поскольку фильтрационная корка является плотной, то она часто сильно прилипает к пласту и не может быть легко или полностью вымыта из пласта только при помощи струи флюида. Удаление фильтрационной корки традиционно осуществляли технологическими обработками на водной основе, которые включают водный раствор с окислителем (таким как персульфат), раствор соляной кислоты, органическую (уксусную, муравьиную) кислоту, комбинации кислот и окислителей и водные растворы, содержащие ферменты. Например, использование ферментов для удаления фильтрационной корки раскрыто в патенте США 4169818. Хелатообразующие вещества (например, EDTA) также использовали для активизации растворения карбоната кальция. Согласно традиционным подходам, окислитель и фермент оказывают воздействие на полимерную составляющую фильтрационной корки, а кислоты обычно оказывают воздействие на карбонатную составляющую (и другие минералы). В целом,окислители и ферменты малоэффективны при разрушении карбонатной составляющей, а кислота малоэффективна по отношению к полимерным составляющим. Одна из наиболее трудных для решения задач, которая имеет отношение к удалению фильтрационной корки, относится к размещению растворов для очистки. Поскольку один из более типичных компонентов в фильтрационной корке представлен карбонатом кальция, то в раствор для очистки было бы идеально включить соляную кислоту, которая очень быстро вступает в реакцию с карбонатом кальция. Однако, хотя это было бы эффективно по отношению к селективному воздействию на карбонат кальция,такая сильная кислота также вступает в реакцию с любым карбонатом кальция в пласте (например, с известняком) и может проникать внутрь пласта. Использование традиционных эмульгаторов и поверхностно-активных веществ (ПАВ) в системах с обратными буровыми флюидами, который образует фильтрационную корку, может дополнительно усложнить процесс очистки при выполнении работ по заканчиванию необсаженной скважины. Конкретно,жидкости, использующие традиционные ПАВ и эмульгаторные вещества, могут потребовать использования растворителей и другого ПАВ для очистки путем промывки, чтобы проникнуть внутрь фильтрационной корки и полностью изменить смачиваемость частиц фильтрационной корки. Обратные эмульсии буровых растворов, которые проявляют индуцированную кислотой реакцию фазового изменения, были ранее описаны в патенте США 6218342, 6790811 и 6806233 и публикации патента США 2004/0147404, содержание которых полностью включено в виде ссылки. Флюиды, раскрытые в этих ссылках, все содержат одну или другую форму этоксилированного третичного амина, который стабили-2 012514 зирует обратную эмульсию, когда он не протонирован. После протонирования аминосоединения, обратная эмульсия полностью изменяется и становится прямой эмульсией. В большинстве случаев, депротонирование аминосоединения делает возможным изменение формы обратной эмульсии. Очистка скважин,которые пройдены бурением с указанным буровым флюидом обратной эмульсии, может быть, упрощена,используя буровой флюид, который содержит кислоту с концентрацией, достаточной для протонирования аминного ПАВ в буровом флюиде (и, следовательно, в фильтрационной корке). Таким образом, присутствие указанного аминного ПАВ в буровом флюиде делает возможным управление фазовым состоянием (т.е. соотношением обратной и прямой эмульсий) флюидов в скважине. Подобным образом в патенте США 5888944 описано использование кислотно-чувствительного ПАВ, который стабилизирует обратную эмульсию бурового флюида. После добавления кислоты в моющий флюид, к примеру, ПАВ немедленно присоединяет протон с разрушением или инвертированием обратной эмульсии в эмульсию типа масло-в-воде. Проблемы эффективной очистки скважины, интенсификации притока и заканчивания скважины представляют собой значительные проблемы для всех скважин, и особенно при заканчиваниях горизонтальных необсаженных скважин. Продуктивность скважины до некоторой степени зависит от того, как практически и эффективно происходило удаление фильтрационной корки наряду с минимизацией возможного образования водного барьера, закупоривания или иным образом происходящих повреждений природных каналов потока пласта, а также от снаряда для заканчивания. Таким образом, существует сохраняющаяся потребность в растворах заканчивания и вытесняющих растворах, которые эффективно очищают ствол скважины и не создают препятствий пласту при извлечении нефти или газа, как только скважина введена в эксплуатацию. Соответственно, существует потребность в вытесняющих и очищающих растворах, которые будут удалять фильтрационную корку из обратной эмульсии, не повреждая пласт и в то же время позволяющих осуществлять легкое размещение раствора в стволе скважины и управление фазовым состоянием буровых флюидов скважины. Сущность изобретения В одном аспекте настоящее изобретение относится к способу очистки ствола скважины, пробуренного с буровым раствором обратной эмульсии, которая образует фильтрационную корку обратной эмульсии. Способ может включать стадии циркулирования разжижающего флюида в стволе скважины,где брейкерный флюид содержит водный флюид, водорастворимый полярный органический растворитель, гидролизуемый эфир карбоновой кислоты и утяжелитель, при этом гидролизуемый сложный эфир выбран для того, чтобы при гидролизе органическая кислота высвобождалась и разрушалась обратная эмульсия фильтрационной корки. В другом аспекте настоящее изобретение относится к способу извлечения углеводорода из пласта. Способ может включать следующие стадии бурения пласта с буровым раствором обратной эмульсии,осуществление по меньшей мере одной операции заканчивания в стволе скважины, размещение разжижающего флюида на основе воды в стволе скважины, при этом разжижающий флюид может содержать водный флюид, водорастворимый полярный органический растворитель, гидролизуемый эфир карбоновой кислоты, и утяжелитель, и закрытия скважины на предварительно определенное время, чтобы сделать возможным протекание гидролиза сложного эфира и разрушение фильтрационной корки обратной эмульсии. В еще одном аспекте настоящее изобретение относится к раствору, который может включить водный флюид, водорастворимый полярный органический растворитель, гидролизуемый эфир карбоновой кислоты и утяжелитель. Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из приведенного ниже описания и прилагаемой формулы изобретения. Подробное описание изобретения В одном аспекте раскрытые в данном описании варианты реализации в общем направлены на химические разжижающие и вытесняющие флюиды, которые являются полезными при бурении, заканчивании и использовании на всем протяжении подземных скважин, предпочтительно нефтяных и газовых скважин. Вытесняющий флюид и флюид для заканчивания скважины могут быть выбраны из флюида на основе воды и обратного эмульсионного флюида. Пригодность флюидов, раскрытых в данном описании,не зависит от использования этоксилированных третичных аминов во флюидах, использованных для бурения скважины. Таким образом, значительно увеличена область применимости и пригодности флюидов,раскрытых в данном описании. Флюид на основе воды и вытесняющий флюид обратной эмульсии и флюид для заканчивания скважины согласно настоящему изобретению особенно полезны в скважинах,которые бурят с использованием бурового флюида обратной эмульсии, который образует фильтрационную корку обратной эмульсии в скважине. В одном варианте реализации разжижающий флюид может быть флюидом обратной эмульсии, который может включать немасляную дисперсную фазу и масляную диспергирующую фазу. Немасляная дисперсная фаза может включать водорастворимый полярный органический растворитель, гидролизуемый эфир карбоновой кислоты; и необязательно утяжелитель, такой как рассол с высокой плотностью.-3 012514 Масляная диспергирующая фаза может включать масляный флюид в виде дизельного или другого подходящего углеводородного или синтетического масла и эмульгатор. Необязательно другие компоненты могут включать загуститель, увлажнитель и очищающий агент. Масляный флюид, используемый для разработки композиции флюидов обратной эмульсии, используемых при практическом осуществлении настоящего изобретения, представляет собой жидкости и, более предпочтительно, природные или синтетические масла и, более предпочтительно, масляный флюид выбирают из группы, состоящей из дизельного масла, минерального масла, такого как полиолефины,полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны и их смесей. Концентрация масляного флюида должна быть достаточной для образования обратной эмульсии и может составлять менее чем примерно 99 об.% обратной эмульсии. Однако, в общем количество масляного флюида должно быть достаточным для образования устойчивой эмульсии, когда его используют в качестве диспергирующей фазы. В различных вариантах реализации количество масляных флюидов составляет по меньшей мере примерно 30,предпочтительно по меньшей мере примерно 40 и более предпочтительно по меньшей мере примерно 50 об.% всего флюида. В одном варианте реализации количество масляного флюида изменяется от примерно 30 до примерно 95 об.% и более предпочтительно от примерно 40 до примерно 90 об.% флюида обратной эмульсии. Немасляный флюид, также используемый в составе флюидов обратной эмульсии, представляет собой жидкость и предпочтительно водную жидкость. Более предпочтительно, немасляный флюид может быть выбран из группы, состоящей из морской воды, рассола, содержащего органические и/или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения и их комбинации. Количество немасляного флюида обычно представляет собой значение меньшее, чем рассчитанное предельное значение, необходимое для образования обратной эмульсии. В различных вариантах реализации количество немасляного флюида составляет по меньшей мере примерно 1, предпочтительно по меньшей мере примерно 5 и более предпочтительно больше чем примерно 10 об.% всего флюида. Соответственно, количество немасляного флюида не должно быть настолько большим, чтобы его нельзя было диспергировать в масляную фазу. Таким образом, в одном варианте реализации количество немасляного флюида составляет менее чем примерно 70 об.% и предпочтительно от примерно 1 до примерно 70 об.%. В другом варианте реализации немасляный флюид составляет предпочтительно от примерно 10 до примерно 60 об.% флюида обратной эмульсии. В другом варианте реализации разжижающий флюид может представлять собой флюид на водной основе, который может включать водный флюид. Дополнительно, флюид на водной основе может включать водорастворимый полярный органический растворитель, гидролизуемый эфир карбоновой кислоты; и, необязательно, утяжелитель, такой как рассол с высокой плотностью. Водный флюид, используемый во флюиде на водной основе, может быть выбран из группы, включающей морскую воду, рассол, содержащий органические и/или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащие смешивающиеся с водой органические соединения и их комбинации. Водорастворимый полярный органический растворитель должен быть, по меньшей мере, частично растворим в масляном флюиде, но также должен обладать частичной растворимостью в водном флюиде. Полярным органическим растворяющим компонентом согласно настоящему изобретению может быть одноатомный, двухатомный или многоатомный спирт или одноатомный, двухатомный или многоатомный спирт, содержащий полифункциональные группы. Примерами таких соединений являются алифатические диолы (т.е. гликоли, 1,3-диолы, 1,4-диолы и т.д.), алифатические полиолы (т.е. триолы, тетраолы и т.д.), полигликоли (т.е. полиэтиленпропиленгликоли, полипропиленгликоль, полиэтиленгликоль и т.д.),простые эфиры гликоля (т.е. простой эфир диэтиленгликоля, простой эфир триэтиленгликоля, простой эфир полиэтиленгликоля и т.д.) и другие такие подобные соединения, которые могут быть найдены полезными при практическом осуществлении настоящего изобретения. В одном предпочтительном варианте реализации водорастворимый органический растворитель представляет собой гликоль или простой эфир гликоля, такой как этиленгликольмонобутиловый эфир (EGMBE). Другие гликоли или простые эфиры гликолей могут быть использованы в настоящем изобретении при условии, что они являются, по меньшей мере, частично смешивающимися с водой. Гидролизуемый сложный эфир следует выбрать таким образом, чтобы время протекания гидролиза соответствовало предварительно определенному времени, исходя из условий в стволе скважины, например значения температуры. Хорошо известно специалистам в области техники, что температура, так же как и наличие источника гидроксильных ионов, оказывает существенное влияние на скорость гидролиза сложных эфиров. Для данной кислоты, например муравьиной кислоты, любой специалист в области техники может провести простые исследования для определения времени гидролиза при данной температуре. Также хорошо известно, что с увеличением длины цепи спирта, являющейся частью сложного эфира,скорость гидролиза уменьшается. Таким образом, систематически варьируя длину и разветвление спиртовой части сложного эфира, можно регулировать скорость высвобождения муравьиной кислоты и таким образом может быть предварительно задано разрушение эмульсии фильтрационной корки обратной эмульсии. В одном предпочтительном варианте реализации гидролизуемый эфир карбоновой кислоты представляет собой эфир уксусной кислоты и спирта с С 4-С 30. В одном варианте реализации гидроли-4 012514 зуемый эфир карбоновой кислоты составляет от примерно 5 до 50 об.% разжижающего флюида на основе воды и предпочтительно от примерно 20 до 40 об.%. В другом варианте реализации гидролизуемый эфир карбоновой кислоты включает от примерно 20 примерно до 60 об.% разжижающего флюида на основе обратной эмульсии, предпочтительно более чем 30 об.%. Одним примером подходящего гидролизуемого эфира карбоновой кислоты является полученный от Shrieve Chemical Group (The Woodlands,Texas) под названием Break-910. В настоящем иллюстративном варианте реализации утяжелитель представляет собой предпочтительно рассол с высокой плотностью, содержащий соли щелочных и щелочно-земельных металлов. Например, рассолы составляют в виде смеси с высокими концентрациями солей натрия, калия или кальция,в виде галогенидов, формиата, ацетата, нитрата и т.п.; соли цезия в виде формиата, ацетата, нитрата и т.п., так же как и других соединений, которые должны быть известны специалистам в области техники,могут использоваться в качестве чистых утяжелителей в виде твердых тел. Выбор утяжелителя может частично зависеть от требуемой плотности разжижающего флюида, как это известно среднему специалисту в области техники. Эмульгатор, используемый в разжижающем флюиде обратной эмульсии, следует выбрать таким образом, чтобы он образовал устойчивую обратную эмульсию, которая разрушается со временем и/или в результате гидролиза сложного эфира. Другими словами, когда изменяется рН обратной эмульсионной немасляной фазы, значение эмульгаторного гидрофильно-липофильного баланса (HLB) значительно сдвигается, дестабилизируя обратную эмульсию. Значение HLB характеризует полярность молекул в диапазоне от 1 до 40, которая увеличивается с увеличением гидрофильности эмульгатора. Учитывая большое разнообразие имеющихся в наличии обратных эмульсионных эмульгаторов, специалисту в области техники достаточно только сделать рубинную сетку эмульгаторов путем формирования обратной эмульсии и добавления небольшого количества муравьиной кислоты для того, чтобы увидеть, происходит ли разрушение эмульсии. Предпочтительные эмульгаторы могут состоять из Versawet и VersaCoat , которые являются коммерчески доступными от M-I L.L.C., Houston, Texas. Альтернативно, могут быть использованы чувствительные к кислоте эмульгаторы на основе амина, к примеру такие, которые описаны в патентах США 6218342, 6790811 и 6806233, содержание которых включено в данное описание в виде ссылки. Как флюиды обратных эмульсий, так и флюиды на основе воды согласно настоящему изобретению,кроме того, могут дополнительно содержать реагенты в зависимости от конечного применения флюида при условии, что они не служат препятствием для функциональности флюидов (особенно эмульсии при использовании вытесняющих флюидов обратных эмульсий), представленных в данном описании. Например, увлажнители, органофильные глины, загустители, понизители водоотдачи, ПАВ, диспергаторы,понизители натяжения на поверхности раздела, рН-буферные растворы, взаимные растворители, понизители вязкости, разжижающие вещества и очищающие агенты могут быть добавлены к композициям флюида согласно данному изобретению для придания дополнительных функциональных свойств. Добавление таких агентов должно быть хорошо известно специалистам в области технологии составления смесей для буровых флюидов и растворов. Увлажнители, которые могут быть подходящими для использования в данном изобретении, содержат неочищенное талловое масло, окисленное неочищенное талловое масло, ПАВ, сложные эфиры органических фосфатов, модифицированные имидазолины и амидамины, алкилированные ароматические сульфаты и сульфонаты, и т.п., и их комбинации или их производные. Однако, когда их используют с флюидом обратной эмульсии, то использование увлажнителей на основе жирной кислоты должно быть минимизировано для того, чтобы не оказать отрицательного эффекта на обратимость обратной эмульсии,раскрытой в данном описании. Faze-Wet, VersaCoat, SureWet, Versawet и Versawet NS представляют собой примеры коммерчески доступных увлажнителей, изготовленных и предоставленных отM-I L.L.C., которые могут использоваться в жидкостях, раскрытых в данном описании. Silwet L-77, L7001, L7605 и L-7622 представляют собой примеры коммерчески доступных ПАВ и увлажнителей, изготовленных и предоставленных General Electric Company (Wilton, CT). Органофильные глины, обычно обработанные амином глины, могут быть полезны в качестве загустителей и/или стабилизаторов эмульсии во флюидной композиции согласно настоящему изобретению. Также могут быть использованы другие загустители, такие как жирорастворимые полимеры, полиамидная смола, поликарбоновые кислоты и мыла. Количество загустителя, использованного в композиции,может варьировать на основании конечного назначения композиции. Однако обычно от примерно 0,1 до 6 мас.% является достаточным для большинства применений. VG-69 и VG-PLUS являются органоглинистыми веществами, предоставленными M-I, L.L.C., Houston, Texas и Versa-HRP, представляющими собой полиамидное смолистое вещество, изготовленное и предоставленное M-I, L.L.C., которое может быть использовано в данном изобретении. В некоторых вариантах реализации вязкость вытесняющих флюидов является достаточно высокой, такой, что вытесняющий флюид может действовать в качестве ее собственного вытесняющего тампона в скважине. Подходящие понизители вязкости, которые могут быть использованы в разжижающих флюидах,-5 012514 раскрытых в данном описании, включают, например, лигносульфонаты, модифицированные лигносульфонаты, полифосфаты, таннины и полиакрилаты с низкомолекулярным весом. Понизители вязкости обычно добавляют к буровому флюиду, чтобы уменьшить сопротивление потока и регулировать склонность к гелеобразованию. Другие функции, осуществляемые понизителями вязкости, включают уменьшение фильтрации и толщины фильтрационной корки, противодействие действиям солей, минимизацию влияния воды на пройденные бурением пласты, образование эмульсии масло-в-воде и стабилизацию свойств бурового раствора при повышенных температурах. Добавление очищающих агентов в состав флюидов, раскрытых в данном описании, должно быть хорошо известно среднему специалисту в области техники. Может быть использовано широкое разнообразие полученных синтетических и природных агентов очистки. Например, обычным полученным природным очищающим агентом является d-лимонен. Чистящая способность d-лимонена при использовании для бурения скважины раскрыта в патенте США 4533487, а в комбинации с различными отличительными ПАВ раскрыто в патенте США 5458197, содержание которого включено в данное описание. Способы, использованные при приготовлении разжижающих флюидов, как на основе воды, так и обратной эмульсии, используемых в способах согласно настоящему раскрытию изобретения, не являются критическим фактором. Конкретно, что касается флюидов обратных эмульсий, то могут использоваться обычные способы приготовления флюидов обратных эмульсий аналогично тем, которые обычно используются при приготовлении буровых флюидов на основе масла. В одном типичном способе требуемое количество масляного флюида, такого как дизельное масло, перемешивают с выбранным эмульгатором, загустителем и увлажнителем. Дисперсную немасляную фазу готовят посредством объединения полярного органического сорастворителя и гидролизуемого сложного эфира в выбранном рассоле при непрерывном перемешивании. Обратную эмульсию согласно настоящему изобретению получают, энергично встряхивая, смешивая или прикладывая сдвигающие усилия к масляному флюиду и немасляному флюиду. Разжижающие флюиды, раскрытые в данном описании, также могут быть использованы в различных вариантах реализации в качестве вытесняющего флюида и/или промывочного флюида. Как используется в данном описании, вытесняющий флюид обычно используют для того, чтобы физически вытолкнуть другой флюид из ствола скважины, а промывочный флюид обычно содержит ПАВ и может быть использован, чтобы физически и химически удалять остаток бурового флюида из труб на забое. В одном варианте реализации разжижающий флюид может быть использован в способе очистки ствола скважины, который пройден бурением с буровым раствором обратной эмульсии, и таким образом содержит фильтрационную корку обратной эмульсии. Разжижающий флюид может циркулировать в стволе скважины, находясь в контакте с фильтрационной коркой обратной эмульсии. Гидролизуемый сложный эфир, содержащийся в разжижающем флюиде, может гидролизироваться с высвобождением органической кислоты и разрушением фильтрационной корки обратной эмульсии. Разжижающий флюид может циркулировать в стволе скважины, которая не производит углеводородов. Альтернативно, если ствол скважины, в котором уже начата добыча углеводородов, как полагают, содержит неблагоприятные остаточные явления в виде какой-либо фильтрационной корки, сохранившейся внутри буровой скважины после буровых работ, то разжижающий флюид согласно настоящему изобретению может быть использован для очистки ствола скважины. В другом варианте реализации разжижающий флюид на основе воды и/или разжижающий флюид обратной эмульсии также может быть использован в качестве вытесняющего флюида для выталкивания флюидов из ствола скважины, разжижающий флюид обратной эмульсии может действовать как выталкивающий тампон или вытесняющий флюид для эффективного вытеснения бурового раствора обратной эмульсии, разжижающий флюид на основе воды может действовать в качестве вытесняющего флюида для эффективного замещения рассола из ствола скважины. В еще одном варианте реализации разжижающий флюид на основе воды и/или разжижающий флюид обратной эмульсии может, кроме того, быть использован в качестве промывочного флюида для физического и/или химического удаления фильтрационной корки обратной эмульсии, как только фильтрационная корка была дезагрегирована с помощью разжижающей системы. В другом варианте реализации разжижающий флюид (или на основе воды или в виде флюида обратной эмульсии), раскрытый в данном описании, может быть использован при получении углеводородов из пласта. После бурения пласта с буровым раствором обратной эмульсии по меньшей мере одна операция по заканчиванию может быть выполнена на буровой скважине. Затем разжижающий флюид может циркулировать в скважине и буровая скважина может быть закрыта на предварительно определенное время, чтобы сделать возможным протекание гидролиза сложного эфира и разрушение фильтрационной корки обратной эмульсии, образованной из бурового раствора. В другом варианте реализации пластовые флюиды затем могут проникнуть в буровую скважину и может последовать выработка пластовых флюидов. В некоторых вариантах реализации разжижающий флюид может циркулировать в стволе скважины во время или после выполнения по меньшей мере одного действия по заканчиванию. В других вариантах реализации разжижающий флюид может циркулировать или после действия по заканчиванию или после того, как выработка пластовых флюидов начинает разрушать целостность и вычищать остаточные обыч-6 012514 ные флюиды или флюиды обратной эмульсии, остающиеся в обсадной трубе или хвостовике. Обычно, скважину часто "заканчивают", чтобы сделать возможным протекание углеводородов из пласта на поверхность. Как используют в данном описании, процессы заканчивания могут включить одно или несколько укреплений отверстия буровой скважины с обсадной колонной, оценку давления и температуры пласта и монтаж надлежащего оборудования для заканчивания, чтобы гарантировать эффективный поток углеводородов из буровой скважины или в случае нагнетающей буровой скважины, учитывать нагнетание газа или воды. В одном варианте реализации разжижающий флюид, как он раскрыт в данном описании, может быть использован в обсаженном стволе скважины для удаления любых остаточных буровых растворов на основе масла, оставшегося в стволе во время любых процессов бурения и/или вытеснения. Обсадная колонна скважины может состоять из ряда металлических труб, установленных в только что пройденном бурением отверстии. Обсадная колонна служит для укрепления боковых сторон ствола буровой скважины, чтобы гарантировать, что нефть или природный газ не будут просачиваться из ствола буровой скважины по мере того, как они доставляются к поверхности, и сдерживает другие флюиды или газы от просачивания в пласт через буровую скважину. Действия по заканчиванию, как они используются в данном случае, конкретно могут включить заканчивание скважины с необсаженным забоем, обычное простреленное заканчивание, заканчивание,учитывающее борьбу с песком, заканчивание со стационарным оборудованием, многопластовое заканчивание и заканчивание с горизонтальным отводом вертикальной скважины, как это известно специалистам в области техники. Законченный ствол скважины может содержать по меньшей мере один из хвостовиков с щелевидными продольными отверстиями, предварительно просверленный хвостовик, фильтр из перфорированной трубы с проволочной обмоткой, расширяющийся сетчатый фильтр, сетчатый фильтр, необсаженную скважину с гравийной набивкой или обсадную колонну. Другой вариант реализации настоящего изобретения включает способ очистки буровой скважины,которую бурят с помощью бурового флюида обратной эмульсии, описанной выше. В одном таком иллюстративном варианте реализации, способ включает прокачивание разжижающего флюида, раскрытого в данном описании, в стволе скважины, такую скважину просверливают до больших размеров (т.е. осуществляют рассверливание) с буровым раствором обратной эмульсии, а затем закрывают скважину на предварительно определенное время, чтобы сделать возможным протекание гидролиза сложного эфира. При гидролизе сложного эфира разрушается обратная эмульсия, таким образом происходит образование двух фаз в виде масляной фазы и водной фазы. Эти две фазы могут быть легко извлечены из буровой скважины при начале работ по добыче, и таким образом остаточный буровой флюид легко вымывают из ствола скважины. Флюиды, раскрытые в данном описании, также могут быть использованы в стволе скважины, когда нужно поместить сетчатый фильтр в месте забоя скважины. После того, как отверстие рассверливают с целью расширения диаметра отверстия, бурильная колонна может быть удалена и заменена эксплуатационной насосно-компрессорной колонной, имеющей требуемый сетчатый фильтр. Альтернативно, расширяющийся трубный сетчатый фильтр может быть расширен на месте или гравийная набивка может быть размещена в скважине. Разжижающие флюиды затем могут быть размещены в скважине, а буровую скважину после этого закрывают, чтобы сделать возможным протекание гидролиза сложного эфира. При гидролизе сложного эфира разрушается обратная эмульсия, таким образом происходит образование двух фаз в виде нефтяной фазы и водной фазы. Эти две фазы могут быть легко извлечены из буровой скважины при начале работ по добыче, и таким образом остаточный буровой флюид легко вымывают из буровой скважины. Величина задержки между временем, когда разжижающий флюид согласно настоящему изобретению введен в буровую скважину, которая пройдена бурением с помощью бурового флюида обратной эмульсии, и временем, когда гидролизуемый эфир карбоновой кислоты гидролизируется с высвобождением кислоты, чтобы разрушить фильтрационную корку обратной эмульсии, может зависеть от нескольких переменных. Скорость гидролиза гидролизуемого сложного эфира может зависеть от температуры в скважине, концентрации, рН, количества доступной воды, состава фильтрационной корки и т.д. В одном варианте реализации может быть предпочтительна температура в скважине меньше чем 270F для применения вытесняющих флюидов согласно настоящему изобретению в данной буровой скважине. Однако в зависимости от условий в скважине состав разжижающего флюида и таким образом химические свойства флюида могут быть изменены так, чтобы учесть требуемую и поддающуюся регулированию величину задержки перед разрушением фильтрационной корки обратной эмульсии для конкретного применения. В одном варианте реализации величина задержки для фильтрационной корки обратной эмульсии, которая будет разрушена вытесняющим флюидом на основе воды согласно настоящему изобретению, может быть больше чем 1 ч. В различных других вариантах реализации величина задержки для фильтрационной корки обратной эмульсии, которая будет разрушена вытесняющим флюидом на основе воды согласно настоящему изобретению, может быть больше чем 3, 5 или 10 ч. В другом варианте реализации величина задержки для фильтрационной корки обратной эмульсии,которая будет разрушена вытесняющим флюидом на основе воды согласно настоящему изобретению,-7 012514 может быть больше чем 15 ч. В различных других вариантах реализации величина задержки для фильтрационной корки обратной эмульсии, которая будет разрушена вытесняющим флюидом на основе воды согласно настоящему изобретению, может быть больше чем 24, 48 или 72 ч. Приведенные далее примеры представлены в качестве дополнительной иллюстрации применения и использования способов и композиций согласно настоящему изобретению. Примеры Приведенные далее примеры использовали для проверки эффективности вытесняющего раствора и раствора для очистки, раскрытых в данном описании: Пример 1. Буровой раствор обратной эмульсии, Fazepro, коммерчески доступный от M-I, L.L.C. (Houston,Texas), термически подвергали старению с помощью горячей прокатки в течение 16 ч при 200F и установили следующие свойства, которые приведены ниже в табл. 1. Таблица 1 Термическое старение при 200F, 16 ч. Реологические свойства при 120F. Фильтрационные корки, образованные из вышеупомянутого бурового флюида обратной эмульсии,подвергали модифицированному варианту тестирования фильтрационных свойств в условиях высоких температур и высоких давлений (НТНР). При таком тестировании фильтрационных свойств по НТНР используется ячейка НТНР, снабженная спеченным диском в качестве пористой среды, на котором устанавливают фильтрационную корку. В данном примере фильтрационную корку устанавливали на 35 микронных дисках. При применении давления 500 фунтов на квадратный дюйм при 200F на диски с фильтрационной коркой, накопленные вытекающие потоки соответствуют показанным потокам в табл. 2. Таблица 2 Вытесняющий разжижающий флюид на основе воды составлен из приведенных ниже компонентов,из которых все являются коммерчески доступными, и они представлены в табл. 3. Вытесняющие флюиды 1 и 2, состав которых приведен в табл. 3, добавляли к дискам 1 и 2, на основе фильтрационных корок, образованных из бурового флюида от Fazepro и подвергали модифицированному варианту тестирования фильтрационных свойств по НТНР. При приложении начального давления 250 фунтов на квадратный дюйм и при 200F к дискам с фильтрационной коркой, находящимся в контакте с льющимися вытесняющими флюидами 1 и 2, накопленные вытекающие потоки соответствуют показанным ниже потокам в табл. 4. После того как давление 250 фунтов на квадратный дюйм применяли в течение 40 мин, прикладываемое давление уменьшали до 25 фунтов на квадратный дюйм. Когда появление устойчивой струи в виде прошедшего сквозь диск потока прекратилось, тестирование было прекращено. Исходя из данных табл. 4, сделан вывод, что флюид 1, который содержал гидролизуемый эфир карбоновой кислоты, осуществил прорыв через фильтрат на 16 мин, тогда как флюид 2, который не содержал сложный эфир, подобным свойством не обладал. Исходя из начального впрыска морской воды на 200 мл в течение 8,42 с и заключительного впрыска 200 мл морской воды/флюид 1 в течение 9,28 с,для этого тестирования было рассчитано возвращение к 90,7% скорости впрыска. Таблица 4 Пример 2. Буровой раствор обратной эмульсии, Fazepro, коммерчески доступный от M-I, L.L.C. (Houston,Texas), термически подвергали старению с помощью горячей прокатки в течение 4 ч при 200F и установили следующие свойства, которые приведены ниже в табл. 5. Таблица 5 Фильтрационные корки, образованные из вышеупомянутого бурового флюида обратной эмульсии,устанавливали на 35-микронных дисках и подвергали модифицированному варианту тестирования по НТНР. При применении давления 500 фунтов на квадратный дюйм при 200F на диски с фильтрационной коркой были собраны потоки, представленные в табл. 6. Таблица 6 Вытесняющий флюид на основе воды составлен из приведенных ниже компонентов, из которых все являются коммерчески доступными, и они представлены в табл. 7. Таблица 7 Вытесняющие флюиды 3 и 4, имеющие состав, как приведено в табл. 7, добавляли к дискам 3 и 4 на основе фильтрационных корок, образованных из бурового флюида от Fazepro, и подвергали модифицированному варианту тестирования фильтрационных свойств по НТНР. При приложении начального давления 400 фунтов на квадратный дюйм и при 200F к дискам из фильтрационной корки, находящимся в контакте с льющимися вытесняющими флюидами 3 и 4, собирали потоки, представленные в табл. 8. После того как давление 400 фунтов на квадратный дюйм применяли в течение 40 мин, прикладываемое давление уменьшали до 50 фунтов на квадратный дюйм. Когда появление устойчивой струи в виде прошедшего сквозь диск потока прекратилось, ячейка, содержащая диск, была закрыта и ему была предоставлена возможность для впитывания в течение 24 ч при 200F. Исходя из данных табл. 8, сделан вывод,что для флюида 3 немедленно достигнут устойчивый поток, а для флюида 4 появление устойчивого потока достигнуто через 9 мин. Более того, хотя ссылки сделаны на конкретные применения вытесняющих флюидов и флюидов для заканчивания скважин согласно настоящему изобретению, совершенно ясно, что в пределах объема настоящего изобретения указанные флюиды могут быть использованы для различного применения в буровых скважинах. Конкретно, флюиды согласно настоящему изобретению могут быть использованы и в продуктивных и в нагнетающих скважинах, и, кроме того, они могут применяться при ремонтной очистке скважин. Эффективным образом настоящее изобретение обеспечивает ствол скважины жидкостью, которая может разрушить эмульсию в фильтрационной корке обратной эмульсии и эффективно удалить такую фильтрационную корку обратной эмульсии не причиняя повреждения окружающему пласту. Вытесняющий флюид и флюид для заканчивания скважины согласно настоящему изобретению могут продемонстрировать такие высокие индексы вязкости, что вытесняющий флюид может действовать в качестве собственного вытесняющего тампона в скважинном процессе по заканчиванию. Кроме того, задержка при растворении фильтрационной корки может быть достигнута с помощью управления эффективностью и реакционной способности химических разжижителей. Химические свойства вытесняющего флюида и разжижающего флюида, раскрытые в данном описании, могут приводить к разрушению эмульсии фильтрационной корки обратной эмульсии и к растворению растворимых в кислоте материалов, образующих связи (мостики) в фильтрационной корке. Кроме того, вытесняющий флюид и разжижающий флюид, раскрытые в данном описании, могут быть эффективно использованы для фильтрационных корок или с обычной обратной эмульсией или с обратимой обратной эмульсией фильтрационной корки бурового флюида. Хотя изобретение было описано на примере ограниченного числа вариантов реализации, специалисты в области техники, учитывая преимущества данного раскрытия, смогут оценить, что другие варианты реализации могут быть предложены без отступления от объема изобретения, которое раскрыто в данном описании. Соответственно, возможности изобретения должны быть ограничены только в соответствии с прилагаемой формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ очистки ствола скважины, пройденного бурением с буровым раствором обратной эмульсии, образующим фильтрационную корку обратной эмульсии, заключающийся в том, что в стволе скважины создают условия циркулирования разжижающего флюида, содержащего водный флюид,водорастворимый полярный органический растворитель,гидролизуемый эфир карбоновой кислоты и утяжелитель,где гидролизуемый эфир выбран для того, чтобы при гидролизе высвобождалась органическая кислота и разрушалась обратная эмульсия фильтрационной корки. 2. Способ по п.1, в котором водорастворимый полярный органический растворитель представляет собой гликоль или простой эфир гликоля. 3. Способ по п.2, в котором водорастворимый полярный органический растворитель представляет собой этиленгликольмонобутиловый простой эфир. 4. Способ по п.1, в котором гидролизуемый эфир карбоновой кислоты представляет собой эфир муравьиной кислоты и С 4-С 30 спирта. 5. Способ по п.1, в котором утяжелитель включает по меньшей мере одну из солей галогенидных и муравьиной кислот со щелочными и щелочно-земельными металлами. 6. Способ по п.1, в котором вытесняют водный флюид из ствола скважины. 7. Способ по п.1, в котором удаляют разрушенную фильтрационную корку обратной эмульсии из ствола скважины. 8. Способ извлечения углеводорода из пласта, заключающийся в том, что бурят пласт с буровым раствором обратной эмульсии,осуществляют по меньшей мере одну операцию заканчивания в стволе скважины,вводят в ствол скважины разжижающий флюид на основе воды, содержащий водный флюид,водорастворимый полярный органический растворитель,гидролизуемый эфир карбоновой кислоты и- 11012514 утяжелитель, и закрывают скважину на предварительно определенное время, чтобы за счет гидролиза сложного эфира разрушить обратную эмульсию фильтрационной корки. 9. Способ по п.8, в котором предварительно из скважины извлекают пластовый флюид. 10. Способ по п.9, в котором разжижающий флюид вводят после извлечения пластового флюида. 11. Способ по п.8, в котором разжижающий флюид вводят одновременно с осуществлением по меньшей мере одной операции по заканчиванию. 12. Способ по п.8, в котором разжижающий флюид вводят после осуществления по меньшей мере одной операции по заканчиванию. 13. Способ по п.8, в котором законченный ствол скважины содержит по меньшей мере один из хвостовиков с щелевидным продольным отверстием, предварительно просверленный хвостовик, фильтр из перфорированной трубы с проволочной обмоткой, расширяющийся сетчатый фильтр, сетчатый фильтр,необсаженную скважину с гравийной набивкой или обсадную колонну. 14. Способ по п.8, в котором водорастворимый полярный органический растворитель представляет собой гликоль или простой эфир гликоля. 15. Способ по п.14, в котором водорастворимый полярный органический растворитель представляет собой этиленгликольмонобутиловый простой эфир. 16. Способ по п.8, в котором гидролизуемый эфир карбоновой кислоты представляет собой эфир муравьиной кислоты и С 4-С 30 спирта. 17. Разжижающий флюид, содержащий водный флюид,водорастворимый полярный органический растворитель,гидролизуемый эфир карбоновой кислоты и утяжелитель. 18. Разжижающий флюид по п.17, в котором водорастворимый полярный органический растворитель представляет собой гликоль или простой эфир гликоля. 19. Разжижающий флюид по п.18, в котором водорастворимый полярный органический растворитель представляет собой этиленгликольмонобутиловый простой эфир. 20. Разжижающий флюид по п.17, в котором гидролизуемый эфир карбоновой кислоты представляет собой эфир муравьиной кислоты и С 4-С 30 спирта. 21. Разжижающий флюид по п.17, в котором утяжелитель представляет собой рассол, содержащий соли щелочи и щелочно-земельных металлов. 22. Разжижающий флюид по п.17, дополнительно включающий по меньшей мере одну добавку, выбранную из увлажнителя, очищающего агента, загустителя, понизителя водоотдачи, диспергатора, понизителя натяжения на поверхности раздела, рН-буферного раствора, понизителя вязкости и ПАВ. 23. Разжижающий флюид по п.17, в котором водный флюид выбирают из пресной воды, морской воды, рассола, содержащего органические и/или неорганические растворенные соли, жидкостей, содержащих смешивающиеся с водой органические соединения и их комбинации. 24. Разжижающий флюид по п.17, в котором гидролизуемый эфир карбоновой кислоты составляет от примерно 5 до примерно 50 об.% раствора.