Жидкость-носитель заполнения фильтра гравием с внутренним разжижителем

ЖИДКОСТЬ-НОСИТЕЛЬ ЗАПОЛНЕНИЯ ФИЛЬТРА ГРАВИЕМ С ВНУТРЕННИМ РАЗЖИЖИТЕЛЕМ Изобретен способ заполнения фильтра гравием в стволе скважины в подземном пласте, имеющем фильтрационную корку бурового раствора, покрывающую его поверхность, включающий в себя закачку в ствол скважины состава гравийной набивки сетчатого фильтра, содержащего гравий и жидкость-носитель, содержащий текучую среду основы и по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль. Предпосылки изобретения Область техники изобретения Варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся в общем к составам и способам, используемым в заканчивании скважины. Конкретно, варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к составам и способам, используемым в операциях заполнения фильтра гравием. Уровень техники Во время бурения ствола скважины в скважине обычно используют различные текучие среды для выполнения различных функций. Текучие среды могут прокачивать сквозь бурильную трубу и буровое долото в ствол скважины, и затем они могут последовательно проходить вверх через ствол скважины на поверхность. Обычные виды использования скважинных текучих сред включают в себя смазку и охлаждение режущих поверхностей бурового долота во время общего бурения, или вскрытия (т.е. бурения в проектном нефтеносном пласте), транспортировку "выбуренной породы" (частиц пласта отбитых породоразрушающим действием зубьев бурового долота) на поверхность, управление давлением пластовой текучей среды для предотвращения выбросов, поддержание устойчивости скважины, суспендирование твердых частиц в скважине, минимизирование поглощения текучей среды в пласт и стабилизирование пласта, через который бурится скважина, гидроразрыв пласта в окрестности скважины, вытеснение текучей среды в скважине другой текучей средой, очистку скважины, испытание скважины, передачу гидравлической мощности на буровое долото, использование текучей среды для установки пакера, консервации скважины или подготовки скважины к консервации и других обработок скважины или пласта. Когда скважина пробурена и углеводородный коллектор вскрыт, скважина готова к заканчиванию. В процессе заканчивания скважины общепринятым является спуск обсадной колонны в ствол скважины и затем спуск эксплуатационной насосно-компрессорной трубы внутри обсадной колонны. На интервале(интервалах) добычи пласта обычно создают перфорационные каналы, проходящие через обсадную колонну, через цемент, крепящий обсадную колонну на месте, на короткое расстояние в пласт. Данные перфорационные каналы можно создавать подрывом кумулятивных зарядов, которые несет стреляющий перфоратор. Перфорационные каналы создают в одной или нескольких продуктивных зонах для обеспечения входа добываемых текучих сред во внутренний объем ствола скважины. После того как скважина проперфорирована, может быть выполнена обработка пласта для интенсификации притока или борьбы с пескопроявлением. Способы борьбы с пескопроявлением могут предотвращать, после того как скважина закончена и введена в эксплуатацию, втягивание пластового песка из неконсолидированных пластов в пути притока вместе с пластовой текучей средой, что вызывает эрозию компонентов добычи в пути притока. Аналогично, в необсаженных стволах скважины, где установлена открытая поверхность забоя по нефтегазоносной зоне, пластовый песок из неконсолидированных пластов может также втягиваться в пути притока вместе с пластовой текучей средой. Таким образом, как в обсаженных, так и в необсаженных стволах скважин один или несколько песчаных фильтров могут быть установлены на пути притока между эксплуатационной насоснокомпрессорной трубой и плоскостью забоя в коллекторе добычи. Кроме того, кольцевое пространство вокруг фильтра может быть заполнено относительно крупнозернистым песком или гравием в полости между породой коллектора и внешней поверхностью фильтра, так, чтобы действовать в качестве песчаного фильтра для уменьшения количества мелкого пластового песка, достигающего фильтра, для поддержки пористого вещества эксплуатационного коллектора, чтобы он не обрушился в полость между породой коллектора и внешней поверхностью фильтра и для отсечения кольцевого пространства в зоне добычи от не эксплуатирующихся пластов. Когда песок стремится к перемещению через гравий, он фильтруется и удерживается гравием и/или фильтром, но пластовые текучие среды продолжают проходить без препятствий (как от гравия, так и от фильтра) в эксплуатационную колонну. В глубоких скважинах надежность заканчивания вскрытой поверхности забоя в песчаном пласте является очень важной вследствие запретительно высокой стоимости геотехнических мероприятий. Дополнительно, поскольку много таких скважин заканчивается с необсаженным стволом в относительно слабосцементированной породе, заполнение фильтра гравием в горизонтальных скважинах с необсаженным стволом все больше становится стандартной практикой при внешних условиях глубоководного заканчивания на морском дне. Способ заполнения фильтра гравием включает в себя смешивание гравия с жидкостью-носителем, и закачивание суспензии вниз по насосно-компрессорной трубе и через переводник, с прохождением, при этом в кольцевое пространство между фильтром и стволом скважины. Жидкость-носитель в суспензии фильтрует в пласт и/или через фильтр. Фильтр разработан для предотвращения прохода гравия в суспензии через него и входа в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу. В результате гравий осаждается в кольцевом пространстве вокруг фильтра, где становится плотно набитым, образуя "гравийную набивку сетчатого фильтра". Таким образом, гравий осаждается с примыканием к необсаженному стволу, где служит для предотвращения поступления песка и других мелких пластовых частиц в ствол скважины. Надлежащий выбор жидкости-носителя является важным для процесса заполнения фильтра гравием. В идеале, жидкость-носитель не должна обуславливать какого-либо уменьшения проницаемости пласта. Когда используют вязкие текучие среды, жидкость-носитель должна также иметь достаточную вяз-1 022440 кость для суспендирования и переноса гравия во время размещения. Рассматривают как жидкостиносители "на водной основе", так и "масляной основе" в зависимости от состава внешней непрерывной фазы. Текучие среды на водной основе можно подбирать совместимыми с большинством пластов простым включением в состав солей, таких как хлорид калия, хлорид аммония или тетраметилхлорид аммония. Следовательно, на сегодня обычным в заполнении фильтра гравием в горизонтальных скважинах является водное или шунтирующее заполнение фильтра гравием с вязкими текучими средами на водной основе, содержащими рассол, гелеобразующий агент, такой как гидроксиэтилцеллюлоза (НЕС), ксантан или вязкоэластичное поверхностно-активное вещество и разжижители для минимизирования давления,требуемого для перемещения текучей среды обратно в ствол скважины. Соответственно, продолжает существовать необходимость разработок для создания жидкостейносителей для процессов заполнения фильтра гравием. Сущность изобретения В одном аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к способу заполнения фильтра гравием в стволе скважины в подземном пласте, имеющем фильтрационную корку бурового раствора, покрывающую поверхность ствола, включающему в себя закачивание в ствол скважины состава гравийной набивки сетчатого фильтра, содержащего гравий и жидкость-носитель, содержащую текучую среду основы и по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль. В другом аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к раствору,включающему в себя текучую среду на водной основе; по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль, представленную формулой в которой группы М, каждая независимо, представляют атом водорода, атом щелочного металла,группу аммония или замещенную группу аммония;Y представляет двухвалентную алкильную группу, имеющую от 1 до 7 атомов углерода, и двухвалентная алкильная группа может быть замещена гидроксильной группой или группой СООМ, в которой М представляет атом водорода, атом щелочного металла, группу аммония или замещенную группу аммония;W представляет атом водорода, гидроксильную группу или группу СООМ, в которой М представляет атом водорода, атом щелочного металла, группу аммония или замещенную группу аммония; кислотный агент буферного действия и гравий. Другие аспекты и преимущества изобретения должны стать ясны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения. Подробное описание изобретения В одном аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к текучим средам, составам и способам, используемым в операциях заполнения фильтра гравием. В частности, варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к способам одновременного заполнения фильтра гравием и удаления фильтрационной корки бурового раствора с поверхности ствола скважины и составам гравийной набивки сетчатого фильтра, используемым в таких операциях. Составы гравийной набивки сетчатого фильтра настоящего изобретения включают в себя гравий и жидкостьноситель. Жидкость-носитель. Жидкости-носители настоящего изобретения могут включать в себя текучую среду основы и по меньшей мере один хелатирующий агент иминодиуксусной кислоты и/или кислотный агент буферного действия. Если необходимо, жидкость-носитель может также содержать загустители, утяжелители, поверхностно-активные вещества, эмульгаторы, ингибиторы солеотложения и т.д. Жидкости-носители могут дополнительно включать в себя утяжелитель, такой как рассол высокой плотности, содержащий водорастворимые соли щелочных и щелочно-земельных металлов. Рецептура показанной в качестве примера жидкости-носителя может быть выполнена включающей в себя текучую среду на водной основе и по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль,представленную формулой в которой группы М, каждая независимо, представляют атом водорода, атом щелочного металла,группу аммония или замещенную группу аммония;Y представляет двухвалентную алкильную группу, имеющую от 1 до 7 атомов углерода, и двухвалентная алкильная группа может быть замещена гидроксильной группой или группой СООМ, в которой М представляет атом водорода, атом щелочного металла, группу аммония или замещенную группу ам-2 022440W представляет атом водорода, гидроксильную группу или группу СООМ, в которой М представляет атом водорода, атом щелочного металла, группу аммония или замещенную группу аммония. Использование таких иминодиуксусных кислот (солей) описано в заявке на патент США 60/890586, закрепленной за настоящим патентообладателем и полностью включенной в данный документ в виде ссылки. В иминодиуксусных кислотах (солях), представленных формулой I настоящего изобретения, группа-СООМ предпочтительно является карбоксильной группой или ее солью щелочного металла или солью аммония. Атом щелочного металла является атомом натрия или калия и предпочтительно атомом натрия. Примеры групп, представленных Y в формуле I, приведены ниже. Примеры иминодиуксусных кислот (солей) включают в себя -аланин-N,N-ацетоуксусную кислоту(соль), этаноламин-N,N-ацетоуксусную кислоту (соль), иминодиуксусную кислоту (соль) и нитрилотриуксусную кислоту (соль), среди которых глутаминовая кислота-N,N-ацетоуксусная кислота (соль) явля-3 022440 ется предпочтительно используемой в данном изобретении. Данные иминодиуксусные кислоты (соли) являются химическими соединениями, имеющими хелатообразующую способность, и рассматриваются улучшающими разложение, дисперсию, растворение или очистку с удалением фильтрационной корки бурового раствора в результате комплексообразования с любым свободным ионом кальция, вследствие хелатообразующего действия, и обладают большей совместимостью и растворимостью в большом диапазоне текучих сред основы. Скважинные текучие среды настоящего изобретения содержат одну или несколько из данных иминодиуксусных кислот (солей). В одном варианте осуществления иминодиуксусные кислоты (соли) содержат от около 1 до 99 вес.% жидкости-носителя на водной основе, предпочтительно от около 10 до 50 вес.% и более предпочтительно меньше 30 вес.%. В другом варианте осуществления иминодиуксусные кислоты (соли) содержат от около 1 до около 50 вес.% текучей средыразжижителя на основе инвертной эмульсии, предпочтительно от около 5 до около 25 вес.% и более предпочтительно меньше 15 вес.%. В другом варианте осуществления иминодиуксусные кислоты (соли) содержат до 20 об.% жидкостей-носителей настоящего изобретения. Кислотный агент буферного действия может быть использован в некоторых вариантах осуществления для улучшения растворимости твердой фазы фильтрационной корки бурового раствора и хелатированных химических соединений, которые могут образоваться при использовании текучих сред, описанных в данном документе. Подходящие кислотные агенты буферного действия являются такими агентами,которые могут поддерживать водородный показатель рН водной фазы таким, чтобы не происходило образование осадков, особенно осадков иминодиуксусных кислот (солей). В конкретном варианте осуществления кислотный агент буферного действия может быть выбран и создан в жидкости-носителе, чтобы поддерживать водородный показатель рН ниже заданного значения, предпочтительно значения около 3. Например, когда используют глутаминовую кислоту-N,N-ацетоуксусную кислоту (соль), водородный показатель рН водной фазы следует поддерживать ниже уровня около 3 для предотвращения образования осадка соединения кальция с глутаминовой кислотой-N,N-ацетоуксусной кислотой. Стандартные лабораторные испытания и наблюдения вместе с изучением известных по справочной литературе свойств иминодиуксусных кислот (солей) должны приводить специалиста в данной области техники к определению данного уровня водородного показателя рН для каждого из раскрытых химических соединений иминодиуксусных кислот (солей). Например, необходимый уровень водородного показателя рН можно определить по стандартной методике в лаборатории до использования на площадке работ простым титрованием достаточной кислоты в текучую среду, предотвращая образование осадка. Можно использовать много различных кислотных и кислотообразующих материалов в качестве кислотных агентов буферного действия. Иллюстративные примеры таких кислотных агентов буферного действия включают в себя неорганические кислоты, такие как хлористо-водородная кислота, бромисто-водородная кислота,азотная кислота, серная кислота, фосфорная кислота и их смеси, органические кислоты, такие как карбоновые кислоты, такие как муравьиная, уксусная, пропионовая, масляная кислоты, а также жирные кислоты в диапазоне С 5-С 30, галогензамещенные уксусные кислоты, алкилфосфокислоты, алкилсульфоновые кислоты и т.п. В одном варианте осуществления используют смесь неорганических и органических кислот, предпочтительно хлористо-водородной кислоты и муравьиной кислоты. Кроме того, можно использовать химические соединения, которые гидролизуют для образования на площадке работ кислот,являющихся кислотными агентами буферного действия. Иллюстративные примеры таких химических соединений включают в себя гидролизуемые ангидриды карбоновых кислот, гидролизуемые эфиры карбоновых кислот; гидролизуемые эфиры фосфокислот, гидролизуемые эфиры сульфокислот и другие аналогичные гидролизуемые химические соединения, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области техники. В одном варианте осуществления гидролизуемый эфир выбирают так, что время достижения гидролиза становится заданным по известным условиям на забое скважины, таким как температура. В технике хорошо известно, что температура, а также присутствие источника гидроксильного иона оказывают существенное динамическое воздействие на скорость гидролиза эфиров. Для данной кислоты, например муравьиной кислоты, специалист в данной области техники может провести простое изучение для определения времени до гидролиза при данной температуре. Также хорошо известно, что с увеличением длины спиртового участка эфира скорость гидролиза уменьшается. Таким образом, посредством систематического изменения длины и разветвленности спиртового участка эфира можно регулировать скорость высвобождения муравьиной кислоты и, таким образом, можно задавать разжижение инвертной эмульсии фильтрационной корки бурового раствора. В одном предпочтительном варианте осуществления гидролизуемый эфир карбоновой кислоты является сложным эфиром муравьиной или уксусной кислоты спирта С 4-С 30, который может быть одноатомным или многоатомным. В другом варианте осуществления можно использовать гидролизуемый эфир карбоновой кислоты С 1-С 6 и многоатомного спирта С 2-С 30,включающий в себя алкиловые ортоэфиры. В одном варианте осуществления гидролизуемый эфир карбоновой кислоты содержит от около 1 до 30 об.% жидкости-носителя на водной основе и предпочтительно от около 5 до 15 об.%. В другом варианте осуществления гидролизуемый эфир карбоновой кислоты должен содержать от около 0,5 до около 15 об.% жидкости-носителя на основе инвертной эмульсии и предпочтительно от около 1 до около 10 об.%. Вместе с тем, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что предпочтительное количество может изменяться, например, по скорости гидролиза для конкретного используемого источника кислоты. В других вариантах осуществления агент буферного действия может быть создан в ингибиторе солеотложения с буферной добавкой, таком как ECF-979,поставляемом компанией M-I LLC (Houston, Texas). В различных вариантах осуществления настоящего изобретения жидкость-носитель гравийной набивки сетчатого фильтра может являться эмульсией типа вода-в-масле, эмульсией типа масло-в-воде или иметь водную основу. Предпочтительно жидкости-носители гравийной набивки сетчатого фильтра могут иметь плотность, достаточную для управления текучей средой скважины во время операций заканчивания скважины, поскольку в необсаженном стволе скважины заполнение фильтра гравием выполняют почти исключительно в условиях циркуляции. Типичные плотности текучей среды для жидкостиносителя составляют от около 8,8 фунт/галлон (1,06 кг/л) до около 19,2 фунт/галлон (2,30 кг/л), более предпочтительно от около 8,8 фунт/галлон (1,06 кг/л) до 14,2 фунт/галлон (1,70 кг/л). Как отмечено выше, в одном варианте осуществления жидкость-носитель может являться текучей средой на водной основе, которая может включать в себя водосодержащую жидкость и по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль. Кроме того, текучая среда на водной основе может, если необходимо, включать в себя водорастворимый полярный органический растворитель, кислотный агент буферного действия, такой как неорганические кислоты, органические кислоты и химические соединения, гидролизующиеся для образования кислот на площадке работ, такие как гидролизуемые ангидриды или эфиры карбоновой кислоты; загуститель, утяжелитель, такой как рассол высокой плотности, ингибиторы солеотложения, ингибиторы коррозии, взаимные растворители и комбинации данных и других общеизвестных средств, описанные ниже. Водосодержащая текучая среда, используемая в текучих средах на водной основе, может быть выбрана из группы, включающей в себя морскую воду, рассол, содержащий растворенные органические и/или неорганические соли, жидкости, содержащие смешивающиеся с водой органические химические соединения и их комбинации, и аналогичные химические соединения,которые должны быть известны специалисту в данной области техники. Рассолы, подходящие для использования, как текучая среда основы жидкости-носителя, согласно различным вариантам осуществления настоящего изобретения могут включать в себя морскую воду,водные растворы, в которых концентрация соли меньше, чем в морской воде, или водные растворы, в которых концентрация соли больше, чем в морской воде. Соленость морской воды может находиться в диапазоне от около 1 до около 4,2 вес.% соли на основе общего объема морской воды. Растворы в зависимости от источника морской воды (в диапазоне, например, от морской воды из моря Бофорта летом,когда морская вода относительно разбавлена вследствие первого годового таяния льда, до морской воды из Аравийского моря летом, когда морская вода является относительно концентрированной вследствие испарения воды) обычно содержат соли металлов, такие как, без ограничения этим, соли переходных металлов, соли щелочных металлов, соли щелочно-земельных металлов и их смеси. Примеры солей включают в себя галиды цинка, кальция и их смеси. Например, раствор может включать в себя галид цинка, такой как бромид цинка или хлорид цинка или оба, если необходимо в комбинации с бромидом кальция или хлоридом кальция или с обоими. Соли, которые могут находиться в морской воде, включают в себя, без ограничения этим, соли натрия, кальция, алюминия, магния, калия, стронция и лития, такие как хлориды, бромиды, карбонаты, иодиды, хлораты, броматы, форматы, сульфаты, силикаты, фосфаты, нитраты, оксиды и фториды. Соли, которые могут быть включены в состав данного рассола, включают в себя любую одну или несколько солей, присутствующих в природной морской воде или любые другие органические или неорганические растворенные соли. Кроме того, рассолы, которые можно использовать в буровых растворах, раскрытых в данном документе, могут быть натуральными или синтетическими, причем синтетическими рассолами с тенденцией иметь более простой состав. В одном варианте осуществления плотность бурового раствора можно регулировать посредством увеличения концентрации соли в рассоле (вплоть до насыщения). В конкретном варианте осуществления рассол может включать в себя галидные или карбоксилатные соли моновалентных или бивалентных катионов металлов, таких как цезий, калий, кальций, цинк и/или натрий. Рассол может включать в себя соли в обычных количествах в общем в диапазоне от около 1 до около 80% и предпочтительно от около 20 до около 60% от общего веса раствора, хотя специалисту в данной области техники должно быть ясно, что количества за пределами данного диапазона также можно использовать. В конкретном варианте осуществления рассол может представлять собой раствор CaCl2 и/или CaBr2. Дополнительно, в вариантах осуществления настоящего изобретения можно использовать рассолы"специального назначения", включающие в себя по меньшей мере одну соль щелочного металла переходного металлического оксианиона или полиоксианиона, такую как, например, поливольфрамат щелочного металла, гетерополивольфрамат щелочного металла, полимолибденат щелочного металла или гетерополимолибденат щелочного металла. В альтернативном варианте осуществления жидкость-носитель может являться текучей средой на основе инвертной эмульсии, которая может включать в себя немасляную внутреннюю фазу и масляную внешнюю фазу. Немасляная внутренняя фаза включает в себя по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту (или ее соль) и может дополнительно включать в себя водорастворимый полярный органический растворитель, кислотный агент буферного действия, такой как неорганические кислоты, органические кислоты, и химические соединения, гидролизующиеся для образования кислот на площадке работ, такие как гидролизуемые ангидрид или эфир карбоновой кислоты, утяжелитель, такой как рассол высокой плотности, загуститель, и комбинации данных и других общеизвестных средств, раскрытые ниже. Масляная внешняя фаза может включать в себя масляную текучую среду, такую как дизельное топливо, или другие подходящие углеводороды или синтетическое масло и эмульгатор. Если необходимо, другие компоненты могут включать в себя загуститель, увлажнитель, ингибиторы коррозии, ингибиторы солеотложения, очищающие растворители и другие такие химические соединения, описанные ниже и известные специалистам в данной области техники. Масляные текучие среды, используемые для составления рецептуры инвертно-эмульсионных текучих сред, в практическом применении настоящего изобретения являются жидкостями, более предпочтительно натуральным или синтетическим маслом, и более предпочтительно масляную текучую среду выбирают из группы, включающей в себя дизельное топливо, минеральное масло, синтетические масла,такие как синтетические масла на основе эфира, синтетические масла на основе полиолефина (например,насыщенный и ненасыщенный поли-альфа-олефин, насыщенные и ненасыщенные длинноцепочечные внутренние олефины), полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны и их смеси и аналогичные химические соединения, которые должны быть известны специалистам в данной области техники. Концентрация масляной текучей среды должна быть достаточной для образования инвертной эмульсии и может быть меньше чем около 99 об.% инвертной эмульсии. Вместе с тем, в общем количество масляной текучей среды должно быть достаточным для образования стабильной эмульсии при использовании в качестве непрерывной фазы. В различных вариантах осуществления количество масляной текучей среды составляет по меньшей мере около 30%, предпочтительно по меньшей мере около 40% и более предпочтительно по меньшей мере около 50% от общего объема текучей среды. В одном варианте осуществления количество масляной текучей среды составляет от около 30 до около 95 об.% и более предпочтительно от около 40 до около 90 об.% инвертно-эмульсионной текучей среды. Немасляная текучая среда, используемая в рецептуре текучих сред на основе инвертной эмульсии,является жидкостью и предпочтительно водосодержащей жидкостью. Более предпочтительно немасляная текучая среда может быть выбрана из группы, включающей в себя морскую воду, рассол, содержащий органические и/или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащие смешивающиеся с водой органические химические соединения и их комбинации и аналогичные химические соединения,которые должны быть известны специалисту в данной области техники. Количество немасляной текучей среды обычно меньше теоретического предела, необходимого для образования инвертной эмульсии. В различных вариантах осуществления количество немасляной жидкости составляет по меньшей мере около 1, предпочтительно по меньшей мере около 5 и более предпочтительно около 10 об.% всей текучей среды. Соответственно, количество немасляной текучей среды должно быть меньше такого, которое не может быть диспергировано в масляной фазе. Таким образом, в одном варианте осуществления количество немасляной текучей среды составляет менее чем около 70 об.% и предпочтительно от около 1 до около 70 об.%. В другом варианте осуществления немасляная текучая среда составляет предпочтительно от около 10 до около 60 об.% инвертно-эмульсионной текучей среды. В вариантах осуществления, где используют водорастворимый полярный органический растворитель, указанный растворитель должен являться, по меньшей мере, частично растворимым в масляной текучей среде, но должен также иметь частичную растворимость в водосодержащей текучей среде. Компонент полярного органического растворителя настоящего изобретения может быть одноатомным, двухатомным или многоатомным спиртом или одноатомным, двухатомным или многоатомным спиртом,имеющим полифункциональные группы. Примеры таких химических соединений включают в себя алифатические диолы (например, гликоли, 1,3-диолы, 1,4-диолы и т.д.), алифатические полиолы (например,триолы, тетраолы и т.д.), полигликоли (например, полиэтиленпропиленгликоли, полипропиленгликоль,полиэтиленгликоль и т.д.), гликолевые эфиры (например, диэтиленгликолевый эфир, метиленгликолевый эфир, полиэтилен гликолевый эфир и т.д.) и другие такие аналогичные химические соединения, которые могут оказаться полезными в практическом применении настоящего изобретения. В одном предпочтительном варианте осуществления водорастворимый органический растворитель является гликолем или гликолевым эфиром, таким как монобутиловый эфир (EGMBE) этиленгликоля. Другие гликоли или гликолевые эфиры можно использовать в настоящем изобретении в случае, если они являются, по меньшей мере, частично смешивающимися с водой. Как отмечено выше, ряд других компонентов, таких как эмульгаторы, загустители, утяжелители,пеногасители, ингибиторы солеотложения, бактерициды, поверхностно-активные вещества, ингибиторы коррозии, увлажнители, понизители вязкости и т.д., могут быть включены в рецептуру текучих сред,раскрытых в данном документе. При выборе данных других компонентов необходимо учитывать тип создаваемой текучей среды (например, на водной основе или на основе инвертной эмульсии), компоненты фильтрационной корки бурового раствора, подлежащие удалению, условия на забое скважины и т.д. Стандартные лабораторные испытания должны указывать на то, какие компоненты помогают или мешают достижению необходимого результата. Как инвертно-эмульсионные текучие среды, так и текучие среды на водной основе настоящего изобретения могут дополнительно содержать дополнительные химикаты в зависимости от конечного использования текучей среды, в случае, если они не создают помех функциональному назначению текучих сред, описанных в данном документе. Например, увлажнители, органофильные глины, загустители,средства ликвидации поглощений текучей среды, поверхностно-активные вещества, диспергаторы, понизители межфазного натяжения, буферы водородного показателя рН, взаимные растворители, понизители вязкости, разбавители, средства замедления отложения солей, средства замедления коррозии, чистящие средства и множество различных других компонентов, известных специалисту в данной области техники, могут быть добавлены к составам текучей среды данного изобретения для придания дополнительных функциональных свойств. Добавление таких средств и причины для этого должны быть хорошо известны специалисту в данной области техники по составлению рецептуры буровых растворов (также известных, как буровые глинистые растворы), промывочных жидкостей заканчивания, буферных жидкостей,жидкостей очистки, жидкостей гидроразрыва и других аналогичных текучих сред ствола скважины. В иллюстративном варианте осуществления утяжелитель используют для увеличения плотности текучей среды в целом для соответствия свойствам бурового раствора и создания достаточного гидростатического давления в скважине для сохранения управления скважиной. Предпочтительно рассол высокой плотности, содержащий соли щелочных и щелочно-земельных металлов, используют для утяжеления текучих сред, раскрытых в данном документе. Например, рассолы с рецептурой, составленной с высокой концентрацией солей галидов, форматов, ацетатов, нитратов натрия, калия или кальция и т.п.; солей галидов, форматов, ацетатов, нитратов цезия и т.п., а также других химических соединений, которые хорошо известны специалисту в данной области техники, могут быть использованы как утяжелители без твердых частиц. Выбор утяжелителя может частично зависеть от необходимой плотности жидкостиносителя, как известно специалисту в данной области техники. Другие обычные твердые утяжелители,известные в технике, включают в себя материалы, такие, например, как сульфат бария (барит), карбонат кальция (кальцит), доломит, ильменит, гематит или другие железные руды, оливин, сидерит, двуокись марганца и сульфат стронция. Эмульгатор, используемый в рецептуре иллюстративной текучей среды-разжижителя инвертной эмульсии, должен быть выбран так, чтобы образовать стабильную инвертную эмульсию. Выбор эмульгатора может быть таким, что инвертная эмульсия разжижается со временем и/или с применением нагрева. Например, эмульгатор может быть выбран так, что, когда водородный показатель рН немасляной фазы инвертной эмульсии меняется, значение гидрофильно-липофильного баланса (HLB) эмульгатора достаточно смещается для дестабилизации инвертной эмульсии. Специалист в данной области техники должен знать, что значение гидрофильно-липофильного баланса (HLB) указывает полярность молекул в диапазоне от 1 до 40, увеличивающуюся с увеличением гидрофильности эмульгатора. При условии наличия многих различных эмульгаторов инвертной эмульсии специалист в данной области техники должен выполнить только стандартное фильтрование эмульгаторов с образованием инвертной эмульсии для выбора эмульгатора, подходящего для использования в текучих средах, раскрытых в данном документе. В одном варианте осуществления эмульгатор можно выбрать таким, что после образования инвертной эмульсии и добавления небольшого количества муравьиной кислоты результатом является разжижение эмульсии. Предпочтительные эмульгаторы могут включать в себя VERSAWET иVERSACOAT, которые поставляет на рынок компания М-I LLC., Houston, Texas. Альтернативно, можно использовать чувствительный к кислоте на основе амина эмульгатор, такой как описан в патентах США 6218342, 6790811 и 6806233, содержание которых включено в данный документ в виде ссылки. Такие эмульгаторы, являющиеся примером, поставляет на рынок компания M-I LLC, Houston Texas под торговой маркой FAZE-MUL. В конкретном варианте осуществления такие эмульгаторы могут присутствовать в жидкости-носителе в количестве в диапазоне от 0,2 до 1,0 об.%. Жидкости-носители настоящего изобретения могут, если необходимо, включать в себя загустители,включающие в себя природные или биополимеры в дополнение к синтетическому полимеру. Такие "натуральные" полимеры включают в себя гидроксиэтилцеллюлозу (НЕС), обработанную с получением производных гидроксиэтилцеллюлозы (НЕС), гуары, обработанные с получением производных гуары,крахмалы, обработанные с получением производных крахмалы, склероглюканы, смолу веллана, смолу плодово-рожкового дерева, смолу карая, трагакант, каррагинан, альгинаты, гуммиарабик и биополимеры,такие, например, как биополимеры, полученные как производные ферментации с xanthomonas campestris,и другие аналогичные полимеры, включающие в себя ECF-612, который поставляет на рынок компанияM-I LLC, Houston, Texas и который описан в заявке патента США 60/894363, закрепленной за настоящим патентообладателем и полностью включенной в данный документ в виде ссылки. Дополнительно, в вариантах осуществления настоящего изобретения можно также использовать ряд "синтетических" полимеров,либо без упомянутых выше "натуральных" полимеров, либо в комбинации с ними. "Синтетические" полимеры включают в себя поли(этиленгликоль) (PEG),поли(диаллиламин), поли(акриламид), поли(акрилонитрил), поли(винилацетат), поли(виниловый спирт),поли(аминометилпропилсульфонат[AMPS]),поли(виниламин),поли(винилсульфонат),-7 022440 поли(стирилсульфонат), поли(акрилат), поли(метилакрилат), поли(метакрилат), поли(метилметакрилат),поли(винилпирролидон), поли(виниллактам), со-, тер- и квадриполимеры следующих сомономеров: этилен, бутадиен, изопрен, стирен, дивинилбензен, дивиниламин, 1,4-пентадиен-3-один (дивинилкетон),1,6-гептадиен-4-один (диаллилкетон), диаллиламин, этиленгликоль, акриламид, 2-акриламидо-2 метилпропансульфоновая кислота (AMPS), акрилонитрил, винилацетат, виниловый спирт, виниламин,винилсульфонат, стирилсульфонат, акрилат, метилакрилат, метакрилат, метилметакрилат, винилпирролидон, виниллактам и другие аналогичные полимеры. Органофильные глины, глины обычной обработки амином могут быть полезными как загустители и/или стабилизаторы эмульсии в составах текучих сред настоящего изобретения. Другие загустители,такие как растворимые в масле полимеры, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и мыла, могут также быть полезными. Количество загустителя, используемого в составе, может изменяться до окончания использования состава. Вместе с тем, нормально диапазон около 0,1-6 вес.% является достаточным для большинства вариантов применения. VG-69 и VG-PLUS и VG-Supreme являются органоглинистыми материалами, поставляемыми компанией M-I, LLC, Houston, Texas, и Versa-HRP является материалом из полиамидной смолы, производимым и поставляемым M-I, LLC, который можно использовать в данном изобретении. Другие примеры имеющихся в продаже химических соединений включают в себя линию продуктов Bentone, производимых компанией Rheox, также аналогичные им материалы, широко известные и имеющиеся в индустрии буровых растворов. Увлажнители, которые могут являться подходящими для использования в данном изобретении,включают в себя неочищенное талловое масло, оксидированное неочищенное талловое масло, поверхностно-активные вещества, органические фосфатные эфиры, модифицированные имидазолины и амидоамины, ароматические алкилсульфаты и сульфонаты и т.п. и комбинации или производные данных и аналогичных им химических соединений, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной области техники. Вместе с тем, при использовании с инвертно-эмульсионными текучими средами, проходящими фазовое изменение с регулированием водородного показателя рН, использование как увлажнителей жирных кислот должно быть минимизировано, чтобы исключить вредное воздействие на реверсивность таких инвертных эмульсий, раскрытых в данном документе. Faze-Wet, VersaCoat, SureWet, Versawet и Versawet NS являются примерами имеющихся в продаже увлажнителей, производимых и поставляемых компанией M-I LLC, которые можно использовать в текучих средах, раскрытых в данном документе. Silwet L-77, L-7001, L7605 и L-7622 являются примерами имеющихся в продаже поверхностно-активных веществ и увлажнителей, производимых и поставляемых General Electric Company(Wilton, CT). Подходящие понизители вязкости, которые могут быть использованы в текучих средах разжижителей, раскрытых в данном документе, включают в себя, например, лигносульфонаты, модифицированные лигносульфонаты, полифосфаты, таннины, полиакрилаты низкого молекулярного веса. Понизители вязкости обычно добавляют в буровой раствор для уменьшения сопротивления прохождению потока и для регулирования тенденций огеливания. Другие функции, выполняемые понизителями вязкости, включают в себя уменьшение фильтрации и толщины фильтрационной корки бурового раствора, противодействие действию солей, минимизирование действия воды на пробуренный пласт, эмульгирование масла-в-воде и стабилизирование свойств текучей среды при повышенных температурах. Включение чистящих средств в состав текучих сред, раскрытых в данном документе, должно быть хорошо известно специалисту в данной области техники. Может быть использовано множество чистящих средств, являющихся производными различных синтетических и натуральных продуктов. Например, обычным чистящим средством, производным натурального продукта является d-лимонен. Чистящая способность d-лимонена в вариантах применения в бурении раскрыта в патенте США 4533487 и в комбинации с различными специальными поверхностно-активными веществами в патенте США 5458197, содержание которых включено в состав настоящего документа. В конкретном варианте осуществления жидкость-носитель на водной основе может быть приготовлена посредством добавления воды (до 50 об.% конечной жидкости-носителя) в рассол (приблизительно 30-60 об.%), затем иминодиуксусной кислоты (соли) (до 20 об.%), кислотного агента буферного действия(до 30 об.%) и затем эмульгатора (0,2-1 об.%). Если необходимо, ингибитор солеотложения может быть добавлен либо после кислотного агента буферного действия, либо после эмульгатора и загуститель может быть добавлен до кислотного агента буферного действия. В других вариантах осуществления способы, используемые в приготовлении как жидкостейносителей на водной основе, так и инвертно-эмульсионных жидкостей-носителей в способах настоящего изобретения, не являются критическими. Конкретно, в отношении инвертно-эмульсионных текучих сред можно использовать обычные способы приготовления инвертно-эмульсионных текучих сред в режиме,аналогичном обычно используемому в приготовлении буровых растворов на масляной основе. В одной представленной процедуре необходимое количество масляной текучей среды, такой как внутренний олефин С 16-С 18, смешивают с выбранным эмульгатором воды-в-масле, загустителем и увлажнителем. Внутреннюю немасляную фазу приготовляют, объединяя полярный органический сорастворитель, соль иминоацетоуксусной кислоты и гидролизуемый эфир с выбранным рассолом с непрерывным смешиванием. Инвертная эмульсия настоящего изобретения образуется интенсивным перемешиванием, смешиванием или сдвигом масляной текучей среды и немасляной текучей среды в обычном режиме для образования инвертной эмульсии. Использование жидкости-носителя в стволе скважины. Конкретные методики и условия закачивания состава гравийной набивки сетчатого фильтра в скважину известны специалистам в данной области. Условия, которые могут быть использованы для заполнения фильтра гравием, в настоящем изобретении включают в себя давления, превышающие давление гидроразрыва, конкретно связанные с методикой альтернативного пути, известной, например, из патента США 4945991, и согласно которой используют перфорированные шунты для создания дополнительных путей прохода для суспензии гравийной набивки сетчатого фильтра. Дополнительно к этому, некоторые составы гравийной набивки сетчатого фильтра на масляной основе настоящего изобретения с относительно низким объемом внутренних фаз (т.е. прерывных фаз) могут быть использованы с альфа- и бета-волновыми механизмами заполнения фильтра, аналогичными водному заполнению фильтра. Дополнительно, ствол скважины содержит по меньшей мере одно отверстие, создающее путь прохода потока текучей среды между стволом скважины и примыкающим подземным пластом. В скважине,законченной с необсаженным стволом, открытый конец ствола скважины, упирающийся в необсаженный ствол, может являться по меньшей мере одним отверстием. Альтернативно, отверстие может содержать один или несколько перфорационных каналов в обсадной колонне скважины. По меньшей мере часть пласта, примыкающая к отверстию, имеет фильтрационную корку бурового раствора, ее покрывающую,образованную при бурении ствола скважины текучей средой на водной или на масляной, которая оседает на пласте во время операций бурения и содержит шлам бурового раствора. Фильтрационная корка бурового раствора может также содержать буровой шлам, закупоривающие материалы/утяжелители, поверхностно-активные вещества, средства ликвидации поглощений текучей среды и загустители и т.д., являющиеся шламом, оставленным буровым раствором. Кроме использования в укладке гравия в операции заполнения фильтра гравием, жидкостиносители настоящего изобретения могут также быть использованы в качестве текучей средыразжижителя. Ввод разжижителей в состав жидкостей-носителей заполнения фильтра гравием описан,например, в патенте США 6631764, который полностью включен в настоящий документ в виде ссылки. Текучие среды-разжижители обычно используют при очистке от фильтрационной корки бурового раствора ствола скважины, пробуренного либо с буровым раствором на водной основе, либо с буровым раствором на основе инвертной эмульсии. Обычно осуществляют закачку текучей среды-разжижителя в ствол скважины, контактирующей с фильтрационной коркой бурового раствора и шламом глинистого бурового раствора, присутствующими на забое скважины, с возможным оставлением в среде на забое скважины на время до запуска скважины в эксплуатацию. Можно также осуществлять циркуляцию текучей среды-разжижителя в стволе скважины, которая подлежит использованию в качестве нагнетательной скважины с аналогичной целью (т.е. удаления шлам и фильтрационной корки бурового раствора) до использования скважины для закачки материалов (таких как водные поверхностно-активные вещества,двуокись углерода, природный газ и т.п.) в подземный пласт. Таким образом, текучие среды, раскрытые в данном документе, могут быть разработаны для образования двух фаз, масляной фазы и водной фазы,последующего растворения фильтрационной корки бурового раствора, которую можно легко поднять из ствола с началом добычи. Вне зависимости от текучей среды, используемой в проведении операций расширения ствола скважины, текучие среды, раскрытые в данном документе, могут эффективно разлагать фильтрационную корку бурового раствора и существенно удалять шлам бурового раствора из ствола скважины с началом добычи. В качестве примера, имеющегося в продаже бурового раствора на масляной основе, раствор для бурения коллектора FAZEPRO (поставляемый компанией M-I LLC, Houston, Тех.) является системой эмульсии воды-в-масле, которую легко можно инвертировать в эмульсию масла-в-воде, под воздействием средства с водородным показателем рН целее около 7 или 8. Когда фильтрационная корка бурового раствора находится под воздействием, например, раствора кислоты, эмульсия инвертирует, и твердые частицы в ней (например, СаСО 3, барит и т.д.) становятся смоченными водой и, таким образом, подверженными удалению посредством растворения. Таким образом, жидкости-носители настоящего изобретения, содержащие кислотные водные фазы, могут быть использованы для заполнения фильтра гравием с удалением при этом, по меньшей мере, участка фильтрационной корки бурового раствора, содержащего остатки бурового раствора FAZEPRO. Должно быть ясно, что величина задержки между временем, когда текучую среду-разжижитель согласно настоящему изобретению вводят в скважину и временем, когда текучие среды оказали необходимое действие разжижения/разложения/диспергирования фильтрационной корки бурового раствора, может зависеть от нескольких переменных величин. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что факторы, такие как температура на забое скважины, концентрация компонентов в текучей среде-разжижителе, водородный показатель рН, количество имеющейся воды, состав фильтрационной кор-9 022440 ки бурового раствора и т.д., могут все иметь динамическое воздействие. Например, температуры на забое скважины могут значительно изменяться от 100F (38C) до более 400F (204C) в зависимости от геологии пласта и среды на забое скважины. Вместе с тем, специалист в данной области техники посредством испытания методом проб и ошибок в лаборатории должен быть способен легко определять и, следовательно, коррелировать температуру на забое скважины и время действия для заданной рецептуры текучих сред-разжижителей, раскрытых в данном документе. Обладая такой информацией, можно задавать период времени, необходимый для остановки скважины, зная конкретную температуру на забое скважины и конкретную рецептуру текучей среды-разжижителя. Вместе с тем, также должно быть ясно, что рецептуру самой текучей среды-разжижителя и, таким образом, химические свойства текучей среды можно изменять для обеспечения необходимого и контролируемого количества задержки до разжижения фильтрационной корки инвертно-эмульсионного бурового раствора для конкретного варианта применения. В одном варианте осуществления величина задержки для фильтрационной корки инвертно-эмульсионного бурового раствора, подлежащей разжижению вытесняющей текучей средой на водной основе, согласно настоящему изобретению может составлять более 1 ч. В различных других вариантах осуществления величина задержки для фильтрационной корки инвертно-эмульсионного бурового раствора, подлежащей разжижению вытесняющей текучей средой на водной основе согласно настоящему изобретению может составлять более 3, 5 или 10 ч. Таким образом, рецептуру текучей среды можно изменять для получения заданного времени разжижения и температуры на забое скважины. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что в одном варианте осуществления величина задержки для фильтрационной корки бурового раствора на водной основе, подлежащей разжижению вытесняющей текучей средой-разжижителем на водной основе, может составлять более 15 ч. В различных других вариантах осуществления величина задержки для фильтрационной корки бурового раствора на водной основе, подлежащей разжижению вытесняющей текучей средой-разжижителем на водной основе, может составлять более 24, 48 или 72 ч. Во втором варианте осуществления величина задержки для фильтрационной корки инвертно-эмульсионного бурового раствора, подлежащей разжижению вытесняющей текучей средой на водной основе согласно настоящему изобретению может составлять более 15 ч. В различных других вариантах осуществления величина задержки для фильтрационной корки инвертно-эмульсионного бурового раствора, подлежащей разжижению вытесняющей текучей средой на водной основе, согласно настоящему изобретению может составлять более 24, 48 или 72 ч. В третьем варианте осуществления величина задержки для фильтрационной корки инвертно-эмульсионного бурового раствора, подлежащей разжижению вытесняющей инвертно-эмульсионной текучей средой,согласно настоящему изобретению может составлять более 15 ч. В различных других вариантах осуществления величина задержки для фильтрационной корки инвертно-эмульсионного бурового раствора,подлежащей разжижению вытесняющей инвертно-эмульсионной текучей средой, согласно настоящему изобретению может составлять более 24, 48 или 72 ч. Предпочтительно результатом вариантов осуществления настоящего изобретения для состава гравийной набивки сетчатого фильтра может являться одновременная укладка гравия на необсаженный ствол или с примыканием к нему и удаление достаточной фильтрационной корки бурового раствора для установления пути прохода текучей среды между стволом скважины и пластом. Данный способ может быть полезным в стволе скважин, которые бурят как с буровым раствором на водной основе, так и с буровым раствором на масляной основе при бурении коллектора и с заканчиванием с необсаженным стволом, особенно в горизонтальных стволах скважин. Текучие среды настоящего изобретения имеют несколько преимуществ по сравнению с текучими средами способов заполнения фильтра гравием и жидкостями-носителями предшествующего уровня техники, имеющими внутренние разжижители, которые включают в себя более медленное действие с лучшим регулированием растворения фильтрационной корки бурового раствора, что может обеспечивать более равномерное разжижение в течение более длительного времени. Дополнительно, текучие среды могут обладать лучшей совместимостью с рассолами,например, где предшествующие жидкости-носители, содержащие внутренний разжижитель, являлись стабильными только в моновалентных рассолах, имеют более высокие водородные показатели рН, и рассолы меньшего веса или выпадения осадка, текучие среды настоящего изобретения могут являться стабильными в моно- и двухвалентных рассолах, также рассолах специального назначения, рассолах повышенного веса и с низкими водородными показателям рН. Хотя изобретение описано для ограниченного числа вариантов осуществления, специалистам в данной области техники, воспользовавшимся изобретением, должно быть ясно, что могут быть выработаны другие варианты осуществления, которые не отходят от объема изобретения, раскрытого в данном документе. Соответственно, объем изобретения должен быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ заполнения фильтра гравием в стволе скважины в подземном пласте, имеющем фильтрационную корку бурового раствора, покрывающую его поверхность, включающий закачку в ствол скважины состава гравийной набивки сетчатого фильтра, включающего в себя гравий и жидкость-носитель,содержащую текучую среду основы, по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль и кислотный агент буферного действия, выбранный из группы, состоящей из гидролизуемых ангидридов карбоновых кислот, гидролизуемых эфиров карбоновых кислот, гидролизуемых эфиров фосфоновых кислот, гидролизуемых эфиров сульфоновых кислот и их комбинаций. 2. Способ по п.1, в котором ствол скважины пробурен на инвертно-эмульсионном буровом растворе, образующем фильтрационную корку инвертно-эмульсионного бурового раствора, и в котором жидкость-носитель выбрана так, что после заданного периода времени фильтрационная корка инвертноэмульсионного бурового раствора, по существу, разлагается. 3. Способ по п.2, дополнительно включающий удаление разжиженной фильтрационной корки инвертно-эмульсионного бурового раствора из ствола скважины. 4. Способ по п.1, в котором ствол скважины пробурен на буровом растворе на водной основе, образующем фильтрационную корку бурового раствора на водной основе, и в котором текучая средаразжижителя выбрана так, что после заданного периода времени фильтрационная корка бурового раствора на водной основе, по существу, разлагается. 5. Способ по п.1, дополнительно включающий удаление, по существу, разложенной фильтрационной корки бурового раствора из ствола скважины. 6. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна иминодиуксусная кислота или ее соль представлена формулой в которой группы М, каждая независимо, представляют атом водорода, атом щелочного металла или группу аммония;Y представляет двухвалентную алкильную группу, имеющую от 1 до 7 атомов углерода, и двухвалентная алкильная группа может быть замещена гидроксильной группой или группой СООМ;W представляет атом водорода, гидроксильную группу или группу СООМ. 7. Способ по п.1, в котором кислотный агент буферного действия поддерживает водородный показатель рН ниже значения 3. 8. Способ по п.1, в котором кислотный агент буферного действия является гидролизуемым эфиром карбоновой кислоты и представляет собой эфир муравьиной кислоты спирта С 4-30. 9. Способ по п.1, в котором жидкость-носитель дополнительно включает в себя утяжелитель, являющийся рассолом высокой плотности, содержащим водорастворимые соли щелочных и щелочноземельных металлов. 10. Способ по п.1, в котором жидкость-носитель дополнительно содержит эмульгатор на основе амина, чувствительный к кислоте. 11. Способ по п.1, в котором жидкость-носитель дополнительно содержит ингибитор солеотложения. 12. Способ по п.1, дополнительно включающий обеспечение входа пластовых текучих сред в скважину и добычу текучих сред из скважины. 13. Раствор для заполнения фильтра гравием, содержащий текучую среду на водной основе; по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль, представленную формулой в которой группы М, каждая независимо, представляют атом водорода, атом щелочного металла или группу аммония;Y представляет двухвалентную алкильную группу, имеющую от 1 до 7 атомов углерода, которая может быть замещена гидроксильной группой или группой СООМ;W представляет атом водорода, гидроксильную группу или группу СООМ; кислотный агент буферного действия, выбранный из группы, состоящей из гидролизуемых ангидридов карбоновых кислот, гидролизуемых эфиров карбоновых кислот; гидролизуемых эфиров фосфоновых кислот, гидролизуемых эфиров сульфоновых кислот и их комбинаций; и гравий. 14. Раствор по п.13, в котором кислотный агент буферного действия дополнительно содержит смесь неорганических кислот и органических кислот. 15. Раствор по п.13, в котором кислотный агент буферного действия является гидролизуемым эфиром карбоновой кислоты C1-6 и спирта С 2-30. 16. Раствор по п.13, дополнительно содержащий утяжелитель. 17. Раствор по п.16, в котором утяжелитель является рассолом, содержащим соли щелочных и щелочно-земельных металлов. 18. Раствор по п.13, дополнительно содержащий по меньшей мере один компонент, выбранный из увлажнителя, чистящего средства, загустителя, средства ликвидации поглощения текучей среды, диспергатора, понизителя межфазного натяжения, буфера водородного показателя рН, понизителя вязкости,пеногасителя, бактерицида и поверхностно-активного вещества. 19. Раствор по п.13, в котором текучая среда на водной основе выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, содержащего органические и/или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические химические соединения и их комбинации. 20. Инвертно-эмульсионная текучая среда, содержащая масляную непрерывную фазу, выбранную из масляных текучих сред, состоящих из дизельного топлива, минерального масла, синтетических масел, синтетических масел на основе эфира жирной кислоты,синтетических масел на основе полиолефина, насыщенных и ненасыщенных поли-альфа-олефинов, насыщенных и ненасыщенных длинноцепочечных внутренних олефинов, полидиорганосилоксанов, силоксанов или органосилоксанов и их смесей; водную прерывную фазу, содержащую по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль, представленную формулой в которой группы М, каждая независимо, представляют атом водорода, атом щелочного металла или группу аммония;Y представляет двухвалентную алкильную группу, имеющую от 1 до 7 атомов углерода, и двухвалентная алкильная группа может быть замещена гидроксильной группой или группой COOM;W представляет атом водорода, гидроксильную группу или группу COOM; кислотный агент буферного действия, выбранный из группы, состоящей из гидролизуемых ангидридов карбоновых кислот, гидролизуемых эфиров карбоновых кислот, гидролизуемых эфиров фосфоновых кислот, гидролизуемых эфиров сульфоновых кислот и их комбинаций; и гравий.