Способы очистки глинистой корки и гравийной набивки для буровых растворов на масляной основе или водяной основе

1 Область изобретения Данное изобретение относится к составам и способам, применяемым при заканчивании нефтяных и газовых скважин, в частности скважин с наклонными или горизонтальными стволами. Предпосылки изобретения Углеводородную текучую среду, такую как нефть и природный газ, получают из подземных геологических формаций, т.е. из продуктивного пласта, путем бурения скважины, которая проходит в углеводородную формацию. После того как скважина будет пробурена, ее надо будет закончить; заканчивание скважины заключается в проектировании, подборе и монтаже оборудования и материалов в скважину или вокруг ствола скважины для подачи, перекачивания или регулирования добычи или закачивания текучей среды. После того как скважина будет закончена, можно будет начинать добычу нефти или газа. В глубоких скважинах большое значение имеет надежность вскрытой поверхности в песчаном пласте ввиду недопустимо высокой стоимости вмешательства. Кроме того, многие скважины заканчивают с необсаженным стволом. Поэтому заполнение гравием горизонтальных, с необсаженным стволом, скважин все в большей степени становится нормативной практикой при заканчивании глубоководных, морских скважин. Процесс осуществления гравийной набивки предусматривает закачку в скважину жидкости-носителя, содержащей необходимое количество гравия. Затем гравий осаждают в прилегании к необсаженному стволу, например на одном конце ствола скважины, где он не дает песку просыпаться в ствол скважины. Существенно важным является надлежащий подбор жидкости-носителя. В идеальном случае жидкость-носитель не должна вызывать какое-либо снижение проницаемости формации. При использовании вязких жидкостей жидкость-носитель также должна иметь достаточную вязкость, чтобы приводить гравий в состояние взвеси и транспортировать его во время размещения. Жидкости на водной основе можно делать совместимыми с большинством формаций простым включением таких солей, как хлорид калия или хлорид аммония. До настоящего времени для гравийной набивки горизонтальных скважин обычно использовали заполнение на основе воды или шунтовое заполнение с помощью вязких жидкостей на основе воды. Поэтому жидкость-носитель типично является рассолом, содержащим гелеобразующее вещество,такое как гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ), ксантан или вязкоупругое поверхностно-активное вещество; агенты разложения для сведения к минимуму давления, необходимого для перемещения жидкости назад в ствол скважины. Однако водные жидкости гравийного заполнения плохо совместимы с буровыми рас 003685 2 творами на углеводородной основе. Обычно содержание воды в буровом растворе на углеводородной основе будет повышаться при контакте с жидкостью гравийной набивки, в результате чего будет повышаться вязкость жидкости и будет образовываться шлам. Поэтому для обеспечения совместимости и улучшения очистки ствола скважины заполняемый гравием участок скважины бурят с помощью бурового раствора на водной основе, чтобы остаток бурового раствора, остающийся на формации вблизи ствола скважины в виде глинистой корки, также имел водную основу. Затем глинистую корку можно полностью или частично растворить кислотным промывочным раствором или, как предлагается в заявке на патент Великобритании 2338254 и в находящейся на рассмотрении заявке на патент США 09/552853, в патенте США частичное продолжение 6140277, - с помощью водного промывочного состава, содержащего воду и эффективное количество катионных солей полиаминокарбоновых кислот с нейтральным или кислотным рН, включая, например, этилендиаминтетрауксусную кислоту (ЭДТК). Тем не менее, применение бурового раствора на водной основе не всегда целесообразно или предпочтительно рекомендуемо на практике. Действительно, буровые растворы на углеводородной основе предотвращают образование уплотненной глины; обеспечивают смазку, номинальный диаметр скважины и более высокие показатели смазочных свойств проходки и более глубокую проходку и поэтому нередко могут быть более предпочтительными по сравнению с водными жидкостями. В области буровых растворов термин жидкости на углеводородной основе используют для определения жидкостей, имеющих сплошную фазу на основе синтетического или несинтетического масла и, в определенном случае, водную фазу, диспергированную в масляной фазе. Хотя компромисс между преимуществами бурового раствора на углеводородной основе и жидкостями-носителями гравийной набивки на водной основе может быть достигнут путем бурения верхней скважины с помощью раствора на углеводородной основе, особенно в сланцевых зонах, и последующего перехода на пластовый буровой раствор на водной основе для горизонтального элемента продуктивного пласта,эта замена бурового раствора с углеводородного на водный усложняет работу с раствором на буровой площадке, повышает риск несовместимости растворов и повышает затраты на заканчивание скважины. Альтернативный способ, с недавнего времени практикуемый на шельфе Западной Африки и в Мексиканском заливе, заключается в том,что бурение с помощью пластового бурового раствора на углеводородной основе продолжают даже и в горизонтальный профиль скважины и затем вытесняют раствор на углеводородной 3 основе раствором на водной основе при подготовке к гравийной набивке жидкостьюносителем на водной основе. Эта практика может быть менее дорогостоящей, чем переход на пластовый буровой раствор на водной основе для горизонтального профиля. Но эта методика более сложная и дорогостоящая, чем желательно, и может повлечь за собой проблемы установки оборудования для борьбы с песком (сетчатые фильтры). Существует необходимость обеспечения жидкостей-носителей гравийной набивки и способов гравийной набивки, которые устранят проблемы совместимости и устранят необходимость перехода с бурового раствора на углеводородной основе на буровой раствор на водной основе или необходимость замещения вытеснением на растворы на водной основе. Сущность изобретения Одним из аспектов данного изобретения является способ гравийной набивки скважины в подземной формации, части формации, прилегающей к скважине, на которой образовалось покрытие из глинистой корки, при этом указанная глинистая корка содержит эмульсию, указанный способ включает закачку в ствол скважины состава, содержащего гравий и жидкостиносителя, имеющего водную фазу, и также разложение или обращение эмульсии глинистой корки. Если жидкость-носитель содержит эмульсию, то указанную эмульсию можно одновременно разлагать на стадии разложения или обращения эмульсии глинистой корки. Под термином одновременно подразумевается, что разложение происходит в течение единой обработки и необязательно в то же самое время. Например, жидкость-носитель может содержать добавку для разложения глинистой корки, и эта добавка выделяется после разложения эмульсии жидкости-носителя. Поэтому стадия разложения или обращения глинистой корки может быть совершенно независимой от стадии закачки жидкости гравийной набивки (закачка разлагающего состава) либо может быть прямым следствием стадии закачки жидкости гравийной набивки. Согласно предпочтительному варианту осуществления данного изобретения водная фаза жидкости-носителя имеет рН вне пределов значений рН, при которых эмульсия глинистой корки стабильна. Например, если глинистая корка содержит водомасляную эмульсию, которая стабильна в первых пределах значений рН свыше 7 или 8, то водная фаза жидкостиносителя может содержать минеральную или органическую кислоту. Водная жидкость присутствует в жидкости-носителе в количестве,которое эффективно для обращения эмульсии(или ее остатка) в глинистой корке, когда жидкость-носитель контактирует с глинистой коркой. В результате закачки состава гравийной 4 набивки гравий осаждается у отверстия или вблизи отверстия в стволе скважины и обычно удаляется, по меньшей мере, часть глинистой корки. Термин удаление глинистой корки означает, что глинистую корку растворяют или отделяют от формации, в результате чего текучая среда может течь свободнее. Глинистая корка обычно содержит такие закупоривающие/утяжеляющие агенты, как карбонат кальция, барит, соль или оксид марганца,помимо прочих. При обращении эмульсии в глинистой корке бурового раствора на углеводородной основе эти закупоривающие/утяжеляющие агенты затем контактируют с увеличившимся объемом водной жидкости от жидкости-носителя гравийной набивки, и поэтому они могут полностью или в основном раствориться. Предпочтительно глинистая корка и/или жидкость-носитель также содержат одно или несколько поверхностно-активных веществ для повышения смачиваемости (и поэтому растворения) закупоривающих/утяжеляющих агентов. Тем самым усиливается общий процесс очистки глинистой корки. В предпочтительном варианте осуществления рН жидкости-носителя регулируют с помощью рН-модификатора, который также повышает растворимость закупоривающих/утяжеляющих агентов бурового раствора в глинистой корке. Необязательно, глинистую корку и жидкость-носитель можно разлагать одновременно путем закачки в ствол скважины состава разлагающей жидкости, которая содержит, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество и растворитель, который обладает способностью разложения или растворения и глинистой корки, и жидкости-носителя. Растворителем предпочтительно является общий растворитель,способный разлагать иначе нерастворимые компоненты. Поверхностно-активное(ые) вещество(а) предпочтительно подбирают в целях увеличения смачиваемости закупоривающих/утяжеляющих агентов в глинистой корке. Разлагающая жидкость предпочтительно также может растворять, по меньшей мере, часть глинистой корки. Соответствующие рН-модификаторы включают в себя минеральные кислоты (такие как соляная кислота), органические кислоты(такие как муравьиная кислота, уксусная кислота или лимонная кислота) и хелатообразователи,в частности катионные соли хелатообразователей полиаминокарбоновых кислот, обычно используемые при нейтральных или умеренных рН в пределах от 3,5 до 8,0. Примеры хелатообразователей включают в себя водные растворы,содержащие дикатионные соли (и предпочтительно дикалийные соли) этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТК), циклогексилендинитрилотетрауксусной кислоты (ЦДТК), [этиленбис(оксиэтиленнитрило)]тетрауксусной кислоты (ЭГТК, также известной под названием эти 5 ленгликоль-бис-(бета-аминоэтил эфир) N,N'триуксусной кислоты) и [(карбоксиметил)имино]-бис[(этиленнитрило)]тетрауксусной кислоты (ДТПК, также известной как диэтилентриаминпентауксусная кислота), гидроксиэтилэтиленди-аминтриуксусной кислоты (ГЭДТК). Гидроксиэтилиминодиуксусная кислота (ГЭИДК), предложенная в патенте США 5972868 в качестве хеланта для удаления щелочноземельной окалины в скважинном оборудовании, также может быть использована в форме свободной кислоты или соли. Некоторые из указанных хелантов также можно использовать в щелочном рН-диапазоне и поэтому их можно использовать с глинистой коркой от эмульсии бурового раствора, которая стабильна при низком рН и нестабильна при высоком рН. Жидкость-носитель может быть чисто водной жидкостью, но наиболее предпочтительно, чтобы она была эмульсией. Жидкостьноситель может содержать приблизительно от 50 до 90 об.% водной фазы. Предпочтительно около 50-70 об.% жидкости-носителя составляет водная фаза. Водная фаза может составлять либо диспергирующую сплошную фазу эмульсии(вода в масле эмульсия) . Эмульсии вода в масле предпочтительны, поскольку они полностью совместимы с глинистой коркой, образованной на основе углеводородов. Считается (хотя подразумевается, что данное изобретение не должно ограничиваться этой теорией), что со временем капли воды сольются, и эмульсия поэтому станет нестабильной, и водная фаза будет контактировать с эмульсией глинистой корки и в конечном счете разложит ее. Если жидкость-носитель гравийной набивки имеет диспергирующую водную фазу (либо только ее жидкая фаза является водной фазой),то она предпочтительно также содержит повышающее вязкость вещество, например вязкоупругий агент, превратившийся в гель в растворе хелатообразователя (например, ЭДТК). В этом последнем случае рекомендуется сначала вытеснить буровой раствор на углеводородной основе вытесняющей жидкостью, состав которой совместим с жидкостью-носителем гравийной набивки и которая не содержит рНмодификатор или хелатообразователь; затем можно закачать жидкость-носитель гравийной набивки. Закачка этого состава гравийной набивки в ствол скважины приводит к одновременному размещению гравия у необсаженного ствола или вблизи необсаженного ствола и к удалению достаточной глинистой корки, чтобы создать канал потока текучей среды между стволом скважины и формацией. Этот способ особо целесообразен в стволах, пробуренных с помощью пластового бурового раствора на углеводородной основе и в законченном необсаженном стволе, особенно в горизонтальных стволах. Данное изобретение 6 имеет несколько преимуществ по сравнению со способами гравийной набивки, включая снижение затрат, повышение эффективности работы с раствором и повышенную производительность и/или снижение риска будущих вмешательств за счет снижения риска нарушения вскрытой поверхности в песчаном пласте. Краткое описание чертежей Фиг. 1 показывает реологию жидкостейносителей гравия на углеводородной основе при разных отношениях рассола/масла и при разных температурах. Фиг. 2 представляет оборудование, используемое для измерения свойств прорыва. Фиг. 3 показывает воздействие перепада давления при пропитке на кинетику прорыва глинистой корки. Фиг. 4 показывает воздействие бурового шлама на кинетику прорыва глинистой корки. На фиг. 5 показано воздействие температуры пропитки на очистку глинистой корки. Фиг. 6 показывает влияние размера гравия на кинетику очистки глинистой корки. На фиг. 7 показано воздействие времени глинизации на кинетику очистки глинистой корки: очистка пластового бурового раствора на основе синтетического масла с помощью жидкости-носителя гравийной набивки, которая содержит раствор вязкоупругого поверхностноактивного вещества/хелатообразователя. Фиг. 8 показывает эффект вязкости жидкости-носителя на время прорыва глинистой корки для бурового раствора на основе синтетического масла. Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления Данное изобретение обеспечивает способ для одновременной гравийной набивки и удаления глинистой корки в стволе скважины, в котором имеется, по меньшей мере, одно отверстие. Отверстие в стволе скважины обеспечивает канал протекания текучей среды между стволом скважины и прилегающей подземной формацией. В законченной скважине с необсаженным стволом открытый конец ствола скважины,примыкающий к необсаженному стволу, может быть, по меньшей мере, одним отверстием, либо отверстие может иметь одну или несколько перфораций в обсадных трубах. Хотя данное изобретение целесообразно во многих применениях, оно особо целесообразно в горизонтальных морских скважинах, пробуренных с помощью пластового бурового раствора на углеводородной основе и с законченным необсаженным стволом. По меньшей мере, часть формации, прилегающей к отверстию, имеет на себе глинистую корку. Глинистая корка отлагается на формации во время операций бурения и содержит остатки бурового раствора. Если буровой раствор является, по существу, эмульсией вода в масле (точнее, эмульсией водной фазы), то глинистая кор 7 ка содержит такую эмульсию, обычно стабильную в первых пределах значений рН (например,свыше рН 7 или менее приблизительного значения рН 7). Глинистая корка также может содержать буровой шлам,закупоривающие/утяжеляющие агенты и повышающие вязкость вещества, которые являются остатками от бурового раствора. Примерами закупоривающих/утяжеляющих агентов являются карбонат кальция, барит, оксид марганца, помимо прочих. Эти закупоривающие/утяжеляющие агенты могут присутствовать в глинистой корке в твердом состоянии. Поверхностно-активные вещества и вещества регулирования потери раствора,компоненты некоторых буровых растворов на углеводородной основе могут также стать частью глинистой корки. Тот же тип добавок имеется в буровых растворах на водной основе. Составы гравийной набивки в соответствии с данным изобретением содержат гравий и жидкость-носитель. В разных вариантах осуществления данного изобретения жидкостьноситель гравийной набивки может быть эмульсией вода в масле, эмульсией масло в воде или эмульсией на водной основе. Жидкостиносители гравийной набивки предпочтительно имеют плотность, которая достаточна для того,чтобы раствор смог регулировать состояние скважины во время операций по заканчиванию скважины, поскольку гравийную набивку необсаженного ствола осуществляют почти исключительно в циркуляционном режиме. Обычно значения плотности текучей среды для жидкости-носителя составляют приблизительно от 8,8 до 19,2 фунт/галлон (фунт/галл.) и более предпочтительно приблизительно от 8,8 до 14,2 фунт/галл. Реологические характеристики системы текучей среды предпочтительно сравнимы с характеристиками водных жидкостей-носителей гравийной набивки, в настоящее время используемых промышленностью (с увеличенной вязкостью и без таковой). Система текучей среды должна быть в состоянии транспортировать и содержать во взвешенном состоянии гравий. Например, гравий имеет приблизительные размеры между 20/40 и 40/70 согласно американским номерам сита. Характеристики взвеси гравия предпочтительно сравнимы с характеристиками, обеспечиваемыми водными жидкостяминосителями гравия. Система текучей среды предпочтительно имеет приемлемые значения давления трения (перекачиваемость). Система жидкости-носителя должна быть совместима с обычными добавками бурового раствора на углеводородной основе и простого бурового раствора, в результате чего не формируются густые эмульсии или шламы, которые могут повредить формацию и снизить добычу. Так, например, масляная фаза жидкостиносителя может содержать тот же тип масла,что и жидкость, используемая в буровом рас 003685 8 творе на углеводородной основе. Поэтому синтетическое масло, состоящее, например, из олигомеризированных олефинов, будет предпочтительно использоваться для жидкости-носителя,если скважина была пробурена с помощью бурового раствора на основе синтетического масла. Помимо этого, система текучей среды должна отвечать соответствующим санитарным, экологическим требованиям и требованиям охраны труда. В масле, содержащем жидкости-носители согласно данному изобретению, масло эмульсии может быть либо синтетическим (например,олигомеризированным олефином), либо природным. Предпочтительными жидкостями-носителями являются жидкости на основе эмульсии вода в масле, содержащие около 50-90 об.% водной фазы, в которых масло является синтетическим. Дисперсная водная фаза предпочтительно полностью не имеет твердых веществ и обычно содержит раствор рН-модификатора и также растворитель для закупоривающих агентов от бурового раствора. рН-Модифицирующее свойство дисперсной фазы обеспечивает нужный механизм разложения для эмульсии пластового бурового раствора на основе синтетического масла, остающейся в глинистой корке пластового бурового раствора. Разложение эмульсии в глинистой корке позволяет смачивать водой закупоривающие агенты и твердые вещества бурового раствора, гарантируя растворение закупоривающих агентов. Таким образом,жидкость-носитель гравийной набивки обеспечивает химикаты, необходимые для удаления глинистой корки, чтобы создать проводящий канал потока между стволом скважины и данной формацией, при этом действуя как носитель гравия. Примером коммерчески доступного бурового раствора на углеводородной основе является пластовый буровой раствор марки Fazepro"(изготовитель: M-I Drilling Fluids, Houston,Texas), который представляет собой масляную диспергирующую эмульсионную систему, которую можно обращать в водную диспергирующую эмульсию за счет воздействия рН менее чем приблизительно 7 или 8. Если подвергнуть глинистую корку, например, воздействию кислотного раствора, то эмульсия будет обращаться и находящиеся в ней твердые частицы (например, СаСO3, барит и др.) будут смачиваться водой и удаляться за счет растворения. Таким образом, жидкости-носители на углеводородной основе в соответствии с данным изобретением,содержащие кислотные водные фазы, можно использовать для гравийной набивки, при этом удаляя, по меньшей мере, часть глинистой корки, которая содержит остатки бурового раствора"Fazepro". Если буровой раствор стабилен при основных условиях, тогда жидкость-носитель будет обычно содержать неорганическую (например, 9 НСl) или органическую кислоту (например, муравьиную, уксусную, лимонную и пр.) или хелатообразователь. И наоборот, если эмульсия глинистой корки стабильна в кислотных условиях,то можно использовать соду или другое основание. Выбор растворителя/рН-модификатора будет зависеть от определенных условий. Например, если нужная плотность бурового раствора высокая (например, в целях управления скважиной при циркуляции гравийных набивок) и водная фаза должна содержать концентрированный двухвалентный раствор, такой как CaCl2 или СаВr2, тогда хелатообразователь может оказаться нецелесообразным вариантом, поскольку он будет расходоваться на ионах кальция рассола вместо закупоривающих/утяжеляющих агентов СаСО 3 в глинистой корке. Для жидкостейносителей, для которых необходима высокая плотность, растворы хелатообразователей можно использовать совместно с формиатами или одновалентными бромидами. НСl можно использовать во всех растворах (водные фазы); а такие органические кислоты, как муравьиная,уксусная и лимонная, можно использовать в некоторых рассолах. Аналогично, если оборудование заканчивания будет подвержено воздействию этих растворов в течение длительных сроков, то может возникнуть проблема коррозии, и поэтому применение сильно коррелирующих кислот, таких как НСl, может быть нецелесообразным. В некоторых вариантах осуществления рНмодификатор, используемый для дестабилизации (например, разложения) эмульсии в глинистой корке, также повышает растворимость закупоривающих/утяжеляющих агентов бурового раствора, которые присутствуют в глинистой корке, и действует как растворитель твердых веществ в глинистой корке. Хотя растворители закупоривающих/утяжеляющих агентов могут быть рН-модификаторами (например, органическими и неорганическими кислотами), они в некоторых случаях могут быть хелатообразователями, подобно дикалийным ЭДТК, ГЭДТК,ГЭИДК и т.п. ЭДТК также можно использовать в щелочном рН-диапазоне и поэтому можно использовать с глинистой коркой от эмульсии бурового раствора, стабильной при низком рН и нестабильной при высоком рН. Как упоминалось выше, глинистая корка может содержать вещества, придающие вязкость, присутствовавшие в буровом растворе. Поэтому глинистая корка может содержать, по меньшей мере, одну эмульсию, вязкоупругое вещество и полимер. Аналогично жидкостьноситель гравия может содержать вещества,придающие вязкость, в частности эмульсию и вязкоупругое поверхностно-активное вещество. Поверхностно-активное вещество предпочтительно включается в пластовый буровой раствор для смачивания водой закупоривающих/утяже 003685 10 ляющих агентов бурового раствора (например,СаСО 3) при обращении эмульсии. Закачку растворителей в ствол скважины согласно данному изобретению применяют для разложения придающих вязкость веществ, присутствующих, по меньшей мере, либо в глинистой корке, либо в буровом растворе. Разлагающими веществами могут быть компоненты жидкости-носителя, либо их можно закачивать в скважину после осуществления гравийной набивки. Саму эмульсию в жидкости-носителе гравийной набивки можно разложить с помощью разлагающего вещества, которое содержит общий растворитель(например,2 бутоксиэтанол) или поверхностно-активное вещество (например, содержащее полигликолевый эфир - 23-40%, пропан-2-ол - 15-25%, 2 бутоксиэтанол - 17-25% и воду - 10-30%), в соответствии с необходимостью. Общий растворитель предпочтительно может растворять компоненты, которые иначе являются нерастворимыми. Предпочтительным классом общих растворителей являются алкоксилированные алифатические спирты, имеющие от 4 до 20 атомов углерода, в частности 2-бутоксиэтанол. Эта разлагающая жидкость обеспечивает разложение придающего вязкость агента как в глинистой корке пластового бурового раствора на основе синтетического масла, так и в жидкостиносителе гравийной набивки после осуществления гравийной набивки в одностадийном процессе, при необходимости. Например, в случаях,когда и глинистая корка, и жидкость-носитель гравийной набивки содержат эмульсии, разлагающая жидкость может одновременно разлагать эмульсию в них обeих. Этот одностадийный процесс обеспечивает более унифицированное удаление корки и также экономит ценное время бурения. Разлагающий раствор может, например,содержать смесь общего растворителя и снижающего рН вещества/растворителя СаСО 3 (например, раствор хелатообразователя (например,дикалийные ЭДТК, ГЭДТК, ГЭИДК и т.п.), НСl,органическая кислота, и пр.); при этом общий растворитель разлагает жидкость-носитель гравийной набивки, такой как вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ВУПА), а снижающее рН вещество/растворитель СаСО 3 обращает эмульсию в глинистой корке пластового бурового раствора, обусловливает смачивание водой частиц и их растворение. Если пластовый буровой раствор не содержит поверхностноактивных веществ, необходимых для изменения смачиваемости твердых частиц корки, то поверхностно-активные вещества можно включить, например, в дисперсную фазу жидкостиносителя гравийной набивки на основе синтетического масла. Также возможно включение в жидкостьноситель гравийной набивки разлагающих веществ для глинистой корки, чтобы обеспечить 11 унифицированное удаление корки и тем самым обеспечить более однородные характеристики притока или закачки углеводородов. Альтернативный способ удаления глинистой корки на углеводородной основе, образованной пластовым буровым раствором на основе синтетического масла, применяет жидкостьноситель, которая имеет сплошную водную фазу, содержащую рН-модификатор и химикаты,растворяющие закупоривающий агент. Например, глинистую корку пластового бурового раствора на основе синтетического масла можно удалить с помощью вязкой жидкости-носителя,состоящей из вязкоупругого поверхностноактивного вещества (ВУПА) в виде геля в растворе хелатообразователя (например, растворитель закупоривающего/утяжеляющего агента),такого как раствор ЭДТК. Это сочетание добавок обеспечивает и рН-модификацию для обращения бурового раствора, и смачиваемость водой закупоривающих агентов и растворяет закупоривающие агенты СаСО 3. Примеры соответствующих ВУПА описаны в патенте США 6 140 277 (Fluids and Techniques for HydrocarbonWell Completion, by R.J. Tibbles et al., который включен в данное описание в качестве ссылки). Веществом, придающим вязкость, также может быть полимер, который можно превратить в гель в рН-модифицирующем и растворяющем закупоривающий агент растворе. Можно также использовать аналогичные хеланты для других закупоривающих/утяжеляющих агентов, например барит. Как вариант, жидкость-носитель (жидкость-носитель на углеводородной основе или на основе воды) может также содержать одну или более добавок, таких как поверхностноактивные вещества, ингибиторы коррозии,вспомогательные вещества для разлагающих веществ, соли (например, хлорид калия), противовспенивающие вещества, ингибиторы отложений, эмульгаторы (в пределах приблизительных значений от 0,5 до 3 мас.% жидкостиносителя), органофильные глины и бактерициды. Водные фазы жидкостей-носителей как на углеводородной основе, так и на основе воды могут содержать рассолы. Параметры, используемые при подборе раствора для применения в определенной скважине, хорошо известны из уровня техники, и подбор основывается отчасти на плотности, которая требуется для жидкостиносителя гравийной набивки в данной скважине. Рассолы, которые могут использоваться в данном изобретении, могут содержать CaCl2,CaBr2, формиат калия, ZnBr или формиат цезия,помимо прочих. Рассолы, которые содержатCaCl2, СаВr2 и формиат калия, особо предпочтительны по причине высокой плотности. Определенные способы и условия для перекачивания состава гравийной набивки в скважину известны специалистам в данной области техники. Условия, которые можно использовать 12 для осуществления гравийной набивки согласно данному изобретению, включают в себя давления, которые превышают значение давления гидравлического разрыва пласта, в частности в сочетании с Методикой альтернативной траектории, известной, например, из патента США 4 945 991, согласно которой перфорированные шунты используют для обеспечения дополнительных путей для раствора гравийной набивки. При этом некоторые составы гравийной набивки на углеводородной основе согласно данному изобретению с относительно низкообъемными дисперсными фазами могут быть использованы для механизмов набивки альфа- и бета-волны аналогично гидравлической набивке. Пример 1. Глинистая корка была сформирована пластовым буровым раствором Fazepro (изготовитель: M-I Drilling Fluids, Houston, Texas); при этом эмульсия вода в масле содержит следующие компоненты: 50 об.% синтетического масла (дисперсный олефин в С 16-С 18) 50 об.% рассола (рассол: 25 мас.% CaCl2) 70 фунтов/баррельСаСО 3 2 фунта/баррель - глина 2 фунта/баррель - известь поверхностно-активное вещество Глинистая корка была образована этим пластовым буровым раствором с помощью фильтрующей бумаги при температуре окружающей среды и дифференциальном давлении 500 фунтов/кв.дюйм в течение приблизительного 4-часового периода. Избыточный пластовый буровой раствор затем заменили жидкостьюносителем гравийной набивки водомасляной эмульсии с кислотной водной фазой, с приблизительными 70 и 30 об.% дисперсной и диспергирующей фаз соответственно. Диспергирующей фазой было рафинированное минеральное масло. Дисперсной фазой была смесь 50/50 (по объему), состоящая из 14,2 фунт/галл. рассола СаВr2 и 7,5% НСl. Состав жидкости-носителя(из расчета 1000 галлонов смеси): 300 галл. минерального масла 350 галл. 14,2 фунт/галл. рассола СаВr2 350 галл. 7,5% НСl 20 галл. эмульгатора (сложный эфир жирной кислоты в ароматическом растворителе) Плотность этой жидкости-носителя составляла 10,1 фунт/галл. Затем прикладывали дифференциальное давление со значением 15 фунт/кв.дюйм. Скорость утечки повышалась быстро сразу после приложения этого перепада давления величиной 15 фунт/кв.дюйм. Последующее визуальное наблюдение за коркой показало, что частицы СаСО 3 в глинистой корке растворились. Аналогичное испытание, проведенное с той же масляной диспергирующей эмульсией с дисперсной водной фазой, содержащей снижающее рН вещество/растворитель (только рассол), не дало повышенной утечки в течение периода испытания, как ожидалось. Пример 2. Жидкости-носители гравийной набивки на масляной основе. В описываемых ниже испытаниях буровой раствор обычно был водой в эмульсии синтетического масла, с приблизительными отношениями масла/воды в пределах около 50/50-80/20. Дисперсной водной фазой был рассол. Повышенное содержание рассола в эмульсии может обеспечить аналогичные реологические свойства, с пониженной концентрацией глины, сводя к минимуму содержание твердых частиц в пластовом буровом растворе и, тем самым, минимизируя потенциальный ущерб заканчиванию/продуктивному пласту. Содержание извести сохраняли на достаточно высоких уровнях, чтобы сохранить щелочность (тем самым масляную диспергирующую эмульсию) во время бурения. Обычные пределы значений состава и составляющие вещества испытываемых пластовых буровых растворов представлены в приводимой ниже табл. 1. Эти буровые растворы на основе синтетического масла с обратимыми эмульсиями были успешно использованы в восьми скважинах (нагнетательных и добывающих) с длиной до 5000 футов. Таблица 1 Составы пластового бурового раствора на основе синтетического масла,использованные в испытаниях Масло/рассол, об./об. Тип масла Тип рассола Известь, фунт/баррель Органофильные глины,фунт/баррель Эмульгатор, фунт/баррель Поверхностно-активное вещество, фунт/баррель СаСО 3, фунт/баррель Плотность пластового бурового раствора, фунт/галл. Электростабильность, мВ Моделированный буровой шлам [REV Dust], фунт/баррель Испытываемый пластовый буровой раствор 70/30 Дисперсный олефин Обычные пределы значений 50/50-80/20 Дисперсный олефин Как указано выше, проблемы использования жидкости на буровой площадке можно упростить за счет использования жидкостиносителя гравийной набивки на основе синтетического масла в скважинах, пробуренных с помощью пластовых буровых растворов на основе синтетического масла. Одно из главных требований состоит в том, что эта жидкость-носитель должна обеспечивать достаточно высокую плотность, чтобы отрегулировать баланс давления формации без применения каких-либо твердых веществ. Это можно обеспечить либо с помощью объемной доли дисперсной фазы и/или типа и плотности дисперсной фазы, если, на 14 пример, применяют систему масляной диспергирующей эмульсии. Несмотря на возможность составления эмульсий с объемной долей дисперсной водной фазы свыше 90%, эти эмульсии становятся очень чувствительными к сдвигу при концентрациях дисперсной фазы примерно свыше 70%, становясь все более вязкими с повышенной скоростью сдвига. Исходя из этих результатов, был подобран приблизительный верхний предел 70% для объемной доли дисперсной фазы, тип и плотность рассола варьировались. Обычные пределы значений концентрации эмульгатора составили приблизительно от 0,5 до 3 мас.%. При этих объемных долях рассола можно было получить значения плотности до 15,4 фунт/галл. с помощью рассола бромида цинка или формиата цезия. См. табл. 2 ниже. Таблица 2 Плотности, получаемые с жидкостью гравийной набивки на основе синтетического масла,с исходным маслом в количестве 6,67 фунт/галл. Рассол Еще одно требование, предъявляемое к эмульсионной системе, заключалось в обеспечении достаточной вязкости для транспортирования гравия по шунтовым трубам. Жидкости гравийной набивки согласно данному изобретению были подготовлены для 70 и 80% рассола в очищенном минеральном масле в качестве диспергированной фазы и испытывались при 150 и 200F. Кажущаяся вязкость (в сантипуазах) по отношению к скорости сдвига (в с-1) приведена на фиг. 1 сплошными линиями вдоль двух эталонных линий (пунктир), выведенных по результатам заводских и полевых испытаний. Эталонные кривые были получены с помощью выпускаемых промышленностью вязкоупругих поверхностно-активных веществ как гелеобразующих веществ. В соответствии с приводимыми на этой фиг. 1 данными можно составить эмульсионную систему с реологическими показателями, сопоставимыми с эталонными кривыми. Нижний предел в объемной доле дисперсной фазы обусловлен реологическими показателями раствора. Реология эмульсии была относительно нечувствительной к температуре. Все испытания для примера 2 были проведены с использованием пластового бурового раствора на основе синтетического масла с содержанием 10,6 фунт/галл. и жидкости гравийной набивки на основе синтетического масла с содержанием 10,6 фунт/галл., содержащей раствор хелатообразователя (РХО) в дисперсной фазе. Жидкость-носитель гравийной набивки состояла из 70% рассола (смесь формиатов ка 15 лия и цезия) и 30% очищенного минерального масла с 2% эмульгатора. Концентрация РХО составляла 50 об.% дисперсной фазы, с растворяющей способностью, приблизительно равной 0,4 фунта карбоната кальция на галлон дисперсной фазы. Это эквивалентно 7,3% НСl в дисперсной фазе. Растворы испытывались с помощью измерительного устройства, представленного на фиг. 2. Кернодержатель, находящийся в камере 1 с высоким давлением/высокой температурой и имеющий пару захватов 2, сжимает образец керна 3. Испытания проводились с кернами Веrеа диаметром 1 дюйм и длиной 1 дюйм. Раствор 4, используемый для вычисления проницаемости, находится в емкости 5 под давлением. Давление в емкости 5 устанавливают регулятором 6, регулирующим подачу 14 газа. ДвойнойU-образный канал 7 подает в камеру 1 высокой температуры/высокого давления раствор 4 из емкости 5 по верхнему каналу 8 клапана. Датчик 9 давления установлен на канале 7 для точного измерения разности давлений. Раствор,проходящий через образец 3 керна, попадает через нижний канал 10 клапана на лоток 11 весов 12, подключенных к персональному компьютеру 13 для измерения и регистрации потока. Поток в сторону лотка 11 моделирует утечку. Поток в противоположном направлении моделирует добычу. Керны были насыщены под вакуумом 2% раствором КСl в течение суток. Затем вводили керосин до получения остаточного насыщения рассола и определяли проницаемость по отношению к керосину. Проницаемость по керосину обычно составляла около 500 мД. Затем образовалась глинистая корка на керне при перепаде давления 300 фунт/кв.дюйм (если не оговаривается иначе) при 170 или при 200F в течение 16 часового обычного периода глинизации. Периодом глинизации является период, в течение которого глинистой корке дают образовываться во время проведения испытания. Глинистую корку сформировали с помощью обратимого пластового бурового раствора на основе синтетического масла, с использованием модифицированной камеры статического поглощения раствора, в которой созданы высокая температура/высокое давление. В конце периода глинизации избыток пластового бурового раствора выливали из камеры. Затем гравийный раствор с жидкостьюносителем на основе синтетического масла, содержащей рН-модификатор/СаСО 3-растворитель (раствор хелатообразователя) помещали сверху глинистой корки, при этом некоторое избыточное количество жидкости-носителя оставляли сверху гравийной набивки, чтобы моделировать раствор, остающийся в трубе основания в конце гравийной набивки. Размер гравия соответствовал номеру сита 20/40 американского норматива, кроме отдельных случаев. Затем в камере создавали избыточное давление, и объем 16 утечки регистрировался как функция времени. Перепад давления во время периода пропитки составлял либо 300, либо 25 фунт/кв.дюйм. Моделированный буровой шлам ("rev dust") добавляли в состав пластового бурового раствора в отношении от 0 до 20 фунт/баррель. После прорыва керосин пропускали через керн в направлении добычи, чтобы получить составную(керн/гравийную набивку) проницаемость. Составную проницаемость корки/гравийной набивки/керна сравнивали с исходной проницаемостью. Фиг. 3 иллюстрирует воздействие перепада давления пропитки (см. названия кривых, приведенные в фунтах/кв.дюйм) на жидкость очистки (ось Y, в граммах), время прорыва (ось X, в часах). При перепаде давления пропитки 300 фунт/кв.дюйм прорыв происходит после 5 ч по сравнению с 13 ч при перепаде давления 25 фунт/кв.дюйм. Испытания проводились при 170F. Время прорыва при значительном перепаде давления было более длительным, чем при использовании обычной гравийной набивки необсаженного горизонтального ствола скважины с помощью труб шунтирования (метод альтернативной траектории), указывая, что утечка в формацию будет минимальной во время гравийной набивки, при условии, что внешняя корка останется ненарушенной. Результаты при низком перепаде давления показывают, что сроки прорыва (около 13 ч) находятся в пределах времени, регистрируемых во время подъема бурильного инструмента со спусковой колонной и эксплуатационной насосно-компрессорной колонной. Нужно отметить, что механическое устройство контролирования поглощения бурового раствора будет изолировать участок необсаженного ствола во время подъема и поэтому необсаженный ствол будет находиться в уравновешенных условиях. С учетом того, что спуско-подъемная операция обычно занимает 24-48 ч, глинистая корка будет удалена к тому времени, когда начнется добыча из скважины. Эксперименты, проведенные с 7,5% НСl в дисперсной фазе, показали значительно меньшее время прорыва по сравнению с раствором хелатообразователя. Например, при перепаде давления 25 фунт/кв.дюйм система с НСl дает 6 ч по сравнению приблизительно с 13 ч для раствора хелатообразователя. Фиг. 4 иллюстрирует влияние изменения концентрации бурового шлама на кинетику прорыва глинистой корки. Три эксперимента были проведены с буровым шламом в количестве 0,5 и 20 фунт/баррель соответственно в составе пластового бурового раствора. Глинистую корку пропитывали при 170F и перепаде давления 300 фунт/кв.дюйм; закачивали жидкостьноситель и измеряли объем утечки. Для этого испытания 50% раствор хелатообразователя с рН 2,5 был использован в дисперсной водной фазе жидкости-носителя гравийной набивки. 17 Необходимо отметить, что время прорыва изменялось от 180 мин без бурового шлама до 310 мин с буровым шламом в количестве 20 фунт/баррель. Таким образом, время прорыва было значительно более длительным при повышенном количестве бурового шлама в глинистой корке. Для исследования воздействия температуры на кинетику прорыва провели два испытания в одинаковых условиях, одно при 170F и другое при 200F. Как видно из фиг. 5, время прорыва около 90 мин при 200F было примерно в 3 раза меньше, чем при 170F. В зависимости от длины участка, подлежащего заполнению гравием, могут потребоваться системы раствора хелатообразователя с повышенным рН при повышенных температурах. В последнем ряде экспериментов размер гравия изменяли, чтобы определить его влияние на кинетику очистки глинистой корки. Сначала формировали глинистую корку в изложенном выше порядке. Гравийную набивку помещали с использованием гравия по номеру сита 20/40 в одном эксперименте и 40/70 в другом. В обоих экспериментах использовали эмульсионную жидкость-носитель с 50% раствором хелатообразователя (рН=2,5) в дисперсной фазе. Объем утечки контролировали как функцию времени. Как показано на фиг. 6, существует значительная зависимость кинетики прорыва от размера гравия по номеру сита: около 310 мин для размера 20/40 по сравнению с 500 мин для размера 40/70. Описываемые выше эксперименты предназначались для определения пределов времени прорыва, чтобы спрогнозировать возможность потерь во время гравийной набивки при использовании определенной системы очистки. Цель заключалась в том, чтобы задержать время прорыва за пределами сроков гравийной набивки и обеспечить возможность того, что прорыв произойдет, когда скважина будет готова для введения в эксплуатацию. Как таковые, эти эксперименты не будут характерными для оценки сохраняемой проницаемости. Поэтому была проведена отдельная серия экспериментов. В них использовали перепад давления 300 фунт/кв.дюйм в течение первых 2 ч пропитки(характеризуя период гравийной набивки) и затем пропитку продолжали в уравновешенных условиях (характеризуя условия во время спуско-подъемной операции, когда используют клапан поглощения раствора). Эти испытания показали, что давления инициации потока (ДИП) обычно были равны 1-3 фунт/кв.дюйм при очистке по сравнению с 7-12 фунт/кв.дюйм без очистки; и соответствующими сохраняемыми проницаемостями были 55-60% без очистки и 8595% с очисткой; во всех случаях с гравием с размером по номеру сита 20/40. Аналогичные эксперименты с гравием 40/70 показали, что ДИП без очистки были равны 15-18 18 фунт/кв.дюйм и 4-5 фунт/кв.дюйм - с очисткой. Сохраняемые проницаемости без очистки и с очисткой составляли 40-45% и 70-80% соответственно. Пример 3. Жидкости-носители гравийной набивки на водной основе. В испытаниях примера 3 в качестве жидкости гравийной набивки использовали вязкоупругое поверхностно-активное вещество с большим допуском по рассолу и со значительной температуростойкостью. Процедуры и материалы испытаний (керны и составы пластового бурового раствора на основе синтетического масла) были аналогичны тем, которые использовались в примере 2, за исключением использования состава, состоящего из жидкости гравийной набивки на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, по сравнению с жидкостью-носителем на основе синтетического масла. В первых двух испытаниях, изображаемых на фиг. 7, глинистую корку сформировали с помощью состава пластового бурового раствора на основе синтетического масла (табл. 1) при 170F и перепаде давления 300 фунт/кв.дюйм в течение 1 ч в первом испытании и в течение 16 ч во втором. Затем избыточный пластовый буровой раствор заменили на состав жидкостиносителя/пропитки, состоявший на 3 об.% из вязкоупругого поверхностно-активного вещества, которому придана вязкость в растворе 50 об.% раствора хелатообразователя (СаСО 3 растворитель и протонирующий агент) в рассоле бромида натрия. Плотность жидкостиносителя составляла 10,6 фунт/галл. Время прорыва зависело от времени, в течение которого глинистой корке давали образовываться во время испытания (время глинизации), и это говорит о том, что лабораторные испытания должны проводиться в условиях, представляющих рабочую обстановку. Следует отметить, что время прорыва после 16-часовой глинизации значительно превышает время, требующееся для заполнения гравием 1000-футовой необсаженной горизонтальной скважины с помощью шунтового метода. Это означает, что жидкость-носитель не будет протекать в формацию во время заполнения гравием, если глинистая корка не была убрана механически (например, по причине эрозии корки). Было также проведено основное испытание без очистки с использованием вязкоупругого поверхностно-активного вещества без раствора хелатообразователя в качестве жидкостиносителя. Это испытание дало давление инициации потока (ДИП) при 13 фунт/кв.дюйм и сохраняемую проницаемость 60% по сравнению с ДИП 1 фунт/кв.дюйм и 95% сохраняемой проницаемостью во втором испытании, с описываемом выше раствором, состоящим из вязкоупругого поверхностно-активного вещества/раствора хелатообразователя (16-часовая 19 глинизация). Практическая значимость этих различий ДИП и сохраняемой проницаемости может изменяться в зависимости от определенных условий продуктивного пласта и состава пластового бурового раствора. В формациях, в которых проницаемость составляет несколько дарси, ДИП, равное 13 фунт/кв.дюйм, может быть сравнимым с ожидаемым перепадом давления, тем самым обусловливая необходимость очистки. Аналогично в формациях со значительным изменением проницаемости участки с повышенной проницаемостью могут очищаться,а участки с более низкой проницаемостью - нет,если скважина введена в эксплуатацию без какой-либо очищающей обработки (либо в составе жидкости-носителя гравийной набивки, либо как обработка для разложения после гравийной набивки), так как ДИП повышается с понижением проницаемости. Фиг. 8 иллюстрирует влияние вязкости жидкости-носителя на сроки прорыва для глинистых корок бурового пластового раствора на основе синтетического масла. Первую жидкость-носитель готовили с водной фазой, содержащей 3% вязкоупругого поверхностноактивного вещества, и во второй жидкостиносителе содержание вязкоупругого поверхностно-активного вещества составляло 4,5%. Возможность регулирования вязкости для обеспечения более длительных сроков прорыва позволяет оператору устанавливать в стволе системы очистки с достаточным временем для подъема бурильного инструмента и для заканчивания скважины без значительных потерь бурового раствора до окончательного завершения, если не установлено механическое устройство регулирования поглощения бурового раствора или если это устройство не смогло регулировать поглощение. Это решение оказалось довольно успешным в случаях применения горизонтального хвостовика с щелевидными продольными отверстиями/отдельного сетчатого фильтра и также в случае гравийной набивки необсаженного ствола с помощью шунтовой трубы. Приведенное выше описание определенных вариантов осуществления данного изобретения не предназначено для того, чтобы быть полным перечнем всех возможных вариантов осуществления изобретения. Специалистам данной области техники будет ясно, что в эти описываемые в данном документе варианты осуществления можно вводить изменения в объеме данного изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ гравийной набивки скважины в подземной формации, часть которой, прилегающая к скважине, имеет на себе покрытие глинистой корки, содержащей масляную диспергирующую эмульсию, включающий стадию закачки в скважину состава гравийной набивки, 003685 20 содержащего гравий и жидкость-носитель, содержащую водную фазу; и также стадию разложения или обращения эмульсии глинистой корки. 2. Способ по п.1, в соответствии с которым жидкость-носитель содержит эмульсию и который дополнительно включает стадию разложения или обращения жидкости-носителя с одновременным разложением или обращением эмульсии глинистой корки. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что стадию разложения или обращения жидкостиносителя с одновременным разложением или обращением эмульсии глинистой корки осуществляют путем закачки разлагающего состава после стадии закачки состава гравийной набивки. 4. Способ по п.2, отличающийся тем, что жидкость-носитель содержит дисперсный разлагающий состав для осуществления стадии разложения или обращения жидкости-носителя при одновременном разложении или обращении эмульсии глинистой корки. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что эмульсия глинистой корки стабильна в первых пределах значений рН, а водная фаза жидкостиносителя имеет рН вне указанных первых пределов значений рН. 6. Способ по п.2, отличающийся тем, что эмульсия глинистой корки стабильна при значениях рН выше чем приблизительно 8 и водная фаза содержит модификатор рН, выбранный из группы, состоящей из соляной кислоты, муравьиной кислоты и лимонной кислоты. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что водная фаза жидкости-носителя дополнительно содержит хелатообразователь. 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что хелатообразователь выбирают из группы, состоящей из дикатионных солей этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТК), циклогексилендинитрилотетрауксусной кислоты (ЦДТК),[этиленбис(оксиэтиленнитрило)]тетрауксусной кислоты (ЭГТК) и [(карбоксиметил)имино]-бис(ГЭДТК) и гидроксиэтилиминодвууксусной кислоты (ГЭИДК). 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость-носитель содержит эмульсию вода в масле. 10. Способ по п.9, отличающийся тем, что около 50-70% объема жидкости-носителя составляет водная фаза. 11. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость-носитель содержит эмульсию и эмульсию глинистой корки разлагают путем закачки в ствол скважины разлагающего состава, который содержит, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество и растворитель; при этом указанный разлагающий состав 21 одновременно разлагает эмульсию жидкостиносителя. 12. Способ по п.11, отличающийся тем, что растворитель содержит алкоксилированный алифатический спирт, имеющий от 4 до 20 атомов углерода. 13. Способ по п.12, отличающийся тем, что растворитель содержит 2-бутоксиэтанол. 14. Способ по п.2, отличающийся тем, что указанная глинистая корка содержит эмульсию вода в масле, которая стабильна при значениях рН выше, чем приблизительно 8; жидкостьноситель содержит эмульсию вода в масле,имеющую сплошную масляную фазу и дисперсную водную фазу; причем водная фаза содержит раствор минеральной кислоты или органической кислоты; при этом рН водной фазы ниже, чем примерно 8; причем закачка состава гравийной набивки одновременно осаждает гравий у необсаженного ствола скважины или в прилегающих к нему областях и удаляет достаточное количество глинистой корки, чтобы обеспечить канал протекания текучей среды между стволом скважины и формацией. 15. Способ по п.1 для одновременного осуществления гравийной набивки необсаженного ствола скважины и удаления глинистой корки из подземной формации, прилегающей к необсаженному стволу скважины; причем ствол скважины пробурен, по меньшей мере, частично, с помощью бурового раствора на углеводородной основе, а глинистая корка содержит эмульсию вода в масле, которая стабильна в 22 первых пределах значений рН, в котором жидкость-носитель содержит водную сплошную фазу, которая содержит превращенное в гель вязкоупругое вещество и ЭДТК; и при этом водная фаза имеет значение рН вне первых пределов значений рН. 16. Состав гравийной набивки, содержащий гравий и жидкость-носитель, содержащую эмульсию вода в масле с водной фазой, рН которой меньше чем приблизительно 8. 17. Состав по п.16, отличающийся тем, что водная фаза содержит модификатор рН, выбранный из группы, состоящей из соляной кислоты, муравьиной кислоты и лимонной кислоты. 18. Состав по п.16 или 17, отличающийся тем, что жидкость-носитель содержит хелатообразователь. 19. Состав по п.18, отличающийся тем, что хелатообразователь выбран из группы, состоящей из дикатионных солей этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТК), циклогексилендинитрилотетрауксусной кислоты(ГЭДТК) и гидроксиэтилиминодвууксусной кислоты (ГЭИДК). 20. Состав по любому из пп.16-19, отличающийся тем, что около 50-70% объема жидкости-носителя являются водной фазой.