Раствор брейкерного флюида и способы с его использованием

011205 Уровень техники изобретения Заявка на данное изобретение заявляет приоритет в соответствии с 35 USC119 заявки США 60/668485 от 5 апреля 2005 г. Эта заявка учтена ссылкой во всей полноте. Область техники, к которой относится изобретение Варианты осуществления изобретения относятся, в общем, к скважинным флюидам. Более конкретно, варианты осуществления изобретения относятся к вытесняющим флюидам и химическим брейкерным флюидам. Уровень техники Во время бурения ствола скважины различные флюиды обычно применяются в скважине с множеством функций. Может осуществляться циркуляция флюидов через бурильную трубу и буровое долото в ствол скважины, затем далее протекать по восходящей через ствол скважины на поверхность. Во время этой циркуляции буровой флюид может действовать, чтобы убирать буровой шлам из забоя скважины на поверхность, удерживать во взвешенном состоянии шлам и утяжелитель, когда циркуляция прерывается,управлять давлениями в скважине, поддерживать целостность ствола скважины до тех пор, пока секция скважины не будет обсажена и зацементирована, изолировать пластовые флюиды, обеспечивая достаточное гидростатическое давление, чтобы предотвратить попадание пластовых флюидов в ствол скважины, охлаждать и смазывать бурильную колонну и долото и/или максимизировать скорость проходки. В большинстве технологических процессов вращательного бурения буровой флюид имеет форму бурового раствора, другими словами, жидкости, содержащей твердую фазу, удерживаемую во взвешенном состоянии. Твердая фаза функционирует, чтобы придать необходимые реологические свойства буровому флюиду и также, чтобы повысить его плотность для того, чтобы обеспечить подходящее гидростатическое давление на забое скважины. Буровой раствор может быть или раствором на водной основе, или раствором на нефтяной основе. Буровые растворы могут состоять из полимеров, биополимеров, глин и органических коллоидов,добавленных к флюиду на водной основе, чтобы получить требуемые вязкие и фильтрационные свойства. Тяжелые минеральные вещества, такие как барит или карбонат кальция, могут быть добавлены, чтобы увеличить плотность. Твердая фаза из пласта вовлекается в буровой раствор и часто становится диспергированной в буровом растворе как последствие бурения. Дополнительно буровые растворы могут иметь в составе одну или более природных и/или синтетических полимерных добавок, включающих полимерные добавки, которые повышают реологические свойства (т.е. пластическую вязкость, величину предельного динамического напряжения сдвига, прочность геля) и полимерные разбавители и флоккулянты. Полимерные добавки, включенные в буровой флюид, могут действовать как агенты управления фильтрацией флюида. Агенты управления фильтрацией флюида, такие как крахмал, предотвращают фильтрацию флюида в окружающий пласт снижением проницаемости фильтрационных корок, формирующихся на недавно вскрытой поверхности горной породы. Вдобавок, полимерные добавки применяют, чтобы придать достаточную несущую способность и тиксотропию буровому раствору, чтобы задействовать раствор, чтобы транспортировать шлам вверх к поверхности и чтобы предотвратить выпадение шлама в осадок из бурового раствора, когда циркуляция прерывается. Разные буровые флюиды могут быть разработаны, чтобы формировать тонкую фильтрационную корку с низкой проницаемостью, чтобы изолировать проницаемые пласты, которые проходит буровое долото. Фильтрационная корка является необходимой, чтобы предотвратить или сократить и фильтрацию флюида в пласт и приток флюидов, присутствующих в пласте. После окончания бурения фильтрационная корка может стабилизировать ствол скважины во время последующих работ по заканчиванию,таких как помещение гравийного фильтра в ствол скважины. Фильтрационные корки часто содержат закупоривающие добавки к буровому раствору, шлам, созданный в процессе бурения, полимерные добавки и осадки. Одним признаком бурового флюида является сохранение этих твердых и полутвердых частиц как стабильной суспензии, свободной от существенного выпадения в осадок за время проведения буровых работ. Выбор типа бурового флюида для применения в буровых приложениях влечет за собой тщательное уравновешивание и плохих и хороших качеств буровых флюидов в конкретном приложении и типе скважины, которую нужно бурить. Первичные преимущества выбора бурового флюида на нефтяной основе, также известного как буровой раствор на нефтяной основе, включают лучшую стабильность ствола, особенно в пластах сланцев; формирование более тонкой фильтрационной корки, чем фильтрационная корка, которая достигается с раствором на водной основе; отличную смазку бурильной колонны и забойных инструментов и проходку соляных слоев без обрушения или уширения ствола, а также иные преимущества, которые должны быть известны специалистам в данной области техники. Особенным преимуществом буровых растворов на нефтяной основе является их великолепные смазочные способности. Эти смазочные свойства позволяют бурить скважины со значительным отклонением от вертикали, которые являются типичными для морских шельфовых, или глубоководных буровых работ, или когда необходима горизонтальная скважина. В таких стволах со значительным отклонением крутящий момент и сопротивление перемещению бурильной колонны являются значительной пробле-1 011205 мой, потому что бурильная труба лежит на нижней поверхности ствола и риск прихвата является высоким, когда применяются буровые растворы на водной основе. Несмотря на многие преимущества, применение буровых растворов на нефтяной основе имеет недостатки. В общем, применение буровых флюидов и растворов на нефтяной основе имеет высокие первоначальные и эксплуатационные затраты. Эти затраты могут быть значительными в зависимости от глубины, на которую бурится ствол. Однако более высокие затраты часто могут быть оправданы, если буровой флюид на нефтяной основе предотвращает кавернообразование в стволе или уширение ствола,которые могут значительно повысить время бурения и затраты. Избавление от покрытого нефтью шлама является другой основной заботой, особенно при проведении бурения на шельфе или глубоководного бурения. В этих последних случаях шлам должен быть либо промыт дочиста от нефти раствором детергента, от которого также должны избавляться, либо отправлен на берег для избавления от него безопасным для экологии образом. Другое соображение, которое должно быть принято во внимание, - это нормы местного законодательства, которые могут ограничивать применение буровых флюидов на нефтяной основе по экологическим причинам. Буровые растворы на нефтяной основе обычно имеют в составе немного воды, или по составу смеси самого бурового флюида, или вода может быть намеренно добавлена, чтобы воздействовать на свойства бурового флюида или бурового раствора. В таких эмульсиях типа вода-в-масле, также известных как обратные эмульсии, для стабилизации эмульсии, применяется эмульгатор. В общем, обратные эмульсии могут иметь в составе и водорастворимые и маслорастворимые агенты-эмульгаторы. Обычные примеры таких эмульгаторов включают поливалентные металлические мыла, жирные кислоты и мыла жирных кислот и другие подобные подходящие химические соединения, которые известны среднему специалисту. После того как работы по заканчиванию завершены, может быть нужным удалять фильтрационную корку, остающуюся на боковых стенках ствола скважины. Хотя формирование фильтрационной корки существенно для буровых работ, она может быть значительной помехой при добыче углеводородных или других флюидов из скважины, если, например, пласт горной породы забит фильтрационной коркой. Так как фильтрационная корка уплотненная, она часто сильно прилипает к пласту и не может быть легко и полностью смыта с пласта только действием одного флюида. Удаление фильтрационной корки достигается обычного типа обработками на водной основе, которые включают водный раствор с окислительным материалом (таким, как персульфат), раствор хлористо-водородной кислоты, органическую (уксусную, муравьиную) кислоту, комбинации кислот и окислительных материалов, водные растворы, в состав которых входят ферменты. Например, применение ферментов для удаления фильтрационной корки раскрыто в патенте США 4169818. Хелатообразующие агенты (например, EDTA) также применяются, чтобы промотировать растворение карбоната кальция. Согласно традиционным учениям, окислитель и фермент атакуют полимерную фракцию фильтрационной корки, а кислоты обычно атакуют карбонатную фракцию (и иные минералы). В общем, окислители и ферменты являются неэффективными для раздробления карбонатной части, а кислота неэффективна для полимерной части. Один из самых проблематичных вопросов, с которым сталкиваются при удалении фильтрационной корки, является помещение раствора для очистки. Так как наиболее свойственным компонентом фильтрационной корки является карбонат кальция, раствору для очистки в идеале следует содержать хлористоводородную кислоту, которая взаимодействует с карбонатом кальция очень быстро. Однако будучи эффективной в отношении карбоната кальция, такая сильная кислота также взаимодействует с любым карбонатом кальция в пласте (т.е. известняком) и может проникнуть в пласт. Применение традиционных эмульгаторов и поверхностно-активных веществ в системах обратного бурового флюида, которые сформировали фильтрационную корку, может дополнительно усложнять процесс очистки скважины при работах по заканчиванию в открытом стволе. Конкретно, флюиды, применяющие традиционное поверхностно-активное вещество, и эмульгаторы могут потребовать применения растворителей и иных промывок поверхностно-активного вещества, чтобы пройти в фильтрационную корку и обратить смачиваемость частиц фильтрационной корки. Буровые флюиды обратных эмульсий,которые проявляют реакцию смены фаз, вызванную кислотой, ранее описаны в патентах США 6218342, 6790811 и 6806233 и публикации патента США 2004/0147404, содержание которых включено в состав ссылками во всей полноте. Флюиды, раскрытые в этих ссылках, все имеют в своем составе одну или другую форму третичных этоксилированных химических соединений амина, которая стабилизирует обратную эмульсию, когда она не протонирована. После протонирования соединения амина обратная эмульсия обращается и становится прямой эмульсией. В большинстве случаев депротонирование соединений амина приводит к реформированию обратной эмульсии. Очистка скважин, пробуренных с этой обратной эмульсией в качестве бурового флюида, может быть упрощена применением промывочного флюида, который имеет в своем составе кислоту в концентрациях, достаточных, чтобы протонировать аминовое поверхностно-активное вещество в буровом флюиде (и, следовательно, фильтрационную корку). Тем самым, присутствие аминового поверхностно-активного вещества в этом буровом флюиде может управлять фазовым состоянием (т.е. выбирая обратную или прямую эмульсию) флюидов в скважине.-2 011205 Патент США 5888944 подобным образом описывает применение чувствительного к кислоте поверхностно-активного вещества, которое стабилизирует обратную эмульсию бурового флюида. После добавления кислоты в промывочный флюид, например, поверхностно-активное вещество немедленно протонирует, чтобы разрушить или инвертировать обратную эмульсию в эмульсию типа масло-в-воде. Проблемы экономичной очистки скважины, стимулирования и заканчивания являются значительным вопросом во всех скважинах и особенно в скважинах с заканчиванием с открытым горизонтальным стволом. Продуктивность скважины в некоторой степени зависит от эффективного и экономичного удаления фильтрационной корки, при минимизации потенциала блокирования воды, забивания или повреждения каналов естественного притока из пласта, а также компоновки заканчивания. Тем самым, постоянно существует потребность в флюидах, которые эффективно очищают ствол скважины и не подавляют способность пласта по добыче нефти или газа после ввода скважины в эксплуатацию. Соответственно, существует потребность в вытесняющих растворах и брейкерных растворах, которые должны удалять фильтрационную корку обратной эмульсии без повреждения пласта, при этом предусматривая простое внесение раствора в ствол скважины и управление фазовым состоянием буровых флюидов в скважине. Сущность изобретения В одном аспекте настоящее изобретение относится к способу очистки ствола скважины перед добычей нефти или газа, в котором ствол скважины пробурен буровым раствором обратной эмульсии, которая формирует фильтрационную корку обратной эмульсии. Способ может включать осуществление циркуляции брейкерного флюида в стволе скважины, где брейкерный флюид включает немасляную дисперсную фазу и масляную диспергирующую фазу, где немасляная фаза содержит водорастворимый органический растворитель, гидролизуемый сложный эфир карбоновой кислоты и утяжелитель, а масляная диспергирующая фаза содержит масляный флюид и эмульгатор, где гидролизуемый эфир выбран так,что после гидролиза органическая кислота высвобождается и обратная эмульсия фильтрационной корки разрушается. В другом аспекте настоящее изобретение относится к способу добычи углеводорода из пласта. Способ может включать этапы бурения пласта с буровым раствором обратной эмульсии, проведение по меньшей мере одного заканчивания в стволе скважины, установку брейкерного флюида в стволе скважины, где брейкерный флюид включает немасляную дисперсную фазу и масляную диспергирующую фазу,где немасляная фаза содержит водорастворимый полярный органический растворитель, гидролизуемый эфир карбоновой кислоты и утяжелитель, а масляная диспергирующая фаза содержит масляный флюид и эмульгатор, закрытие скважины на предварительно заданное время для возможности осуществления гидролиза эфира и разрушение фильтрационной корки обратной эмульсии. В еще одном аспекте настоящее изобретение относится к раствору, который содержит немасляную дисперсную фазу и масляную диспергирующую фазу, где немасляная фаза содержит водорастворимый полярный органический растворитель, гидролизуемый эфир карбоновой кислоты и утяжелитель, а масляная диспергирующая фаза содержит масляный флюид и эмульгатор. Иные аспекты и преимущества изобретения должны быть ясны из следующего описания и приложенной формулы изобретения. Подробное описание В одном аспекте варианты осуществления изобретения, раскрытые здесь, в общем, направлены на химические брейкерные и вытесняющие флюиды, которые являются практичными в бурении, заканчивании и ремонте подземных скважин, предпочтительно нефтяных и газовых скважин. Вытесняющие флюиды и флюиды заканчивания могут быть выбраны из флюидов на водной основе и флюидов обратной эмульсии. Практичность раскрытых здесь флюидов не зависит от применения третичных этоксилированных аминов во флюидах, применяемых для бурения скважины. Тем самым, широкая пригодность и практичность флюидов, раскрытых здесь, значительно улучшаются. Вытесняющие флюиды и флюиды заканчивания на водной основе и обратных эмульсий настоящего изобретения, в частности, применимы в скважинах, которые бурятся с буровым флюидом обратной эмульсии, которая формирует в скважине фильтрационную корку обратной эмульсии. В одном варианте осуществления изобретения брейкерный флюид может быть флюидом обратной эмульсии, которая может включать немасляную дисперсную фазу и масляную диспергирующую фазу. Немасляная дисперсная фаза может включать водорастворимый полярный органический растворитель,гидролизуемый эфир карбоновой кислоты и, необязательно, утяжелитель, такой как рассол высокой плотности. Масляная диспергирующая фаза может включать масляный флюид, такой как дизельное масло, или иной подходящий углеводород, или синтетическое масло и эмульгатор. Необязательно, другие компоненты могут включать загуститель и очищающий агент. Масляный флюид, применяемый для составления смеси флюидов обратной эмульсии, применяемых при реализации настоящего изобретения, является жидкостями, более предпочтительно является натуральным или синтетическим маслом и более предпочтительно выбирается из группы, включающей дизельное масло, минеральное масло, такое как полиолефины, полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, или их смеси. Концентрация масляного флюида должна быть достаточной, такой, что-3 011205 бы сформировалась обратная эмульсия, и может быть меньше 99 об.% обратной эмульсии. Однако, в общем, количество масляного флюида должно быть достаточным, чтобы сформировалась стабильная эмульсия, когда она используется в качестве диспергирующей фазы. В разнообразных вариантах осуществления изобретения количество масляного флюида по меньшей мере приблизительно 30%, предпочтительно по меньшей мере приблизительно 40% и более предпочтительно по меньшей мере приблизительно 50% от общего объема флюида. В одном варианте осуществления изобретения количество масляного флюида от приблизительно 30 до приблизительно 95 об.% и более предпочтительно от приблизительно 40 до приблизительно 90 об.% флюида обратной эмульсии. Немасляный флюид, также применяемый в составе флюида обратной эмульсии, является жидкостью и предпочтительно является водной жидкостью. Более предпочтительно, чтобы немасляный флюид мог быть выбран из группы, включающей морскую воду, рассол, имеющий в своем составе органические и/или неорганические растворенные соли, жидкостей, имеющих в своем составе смешиваемые с водой органические соединения и их комбинации. Количество немасляного флюида является обычно меньшим,чем теоретический предел, нужный для формирования обратной эмульсии. В разнообразных вариантах осуществления изобретения количество немасляной жидкости является по меньшей мере приблизительно 1, предпочтительно по меньшей мере приблизительно 5 и более предпочтительно больше чем приблизительно 10% от общего объема флюида. Соответствующим образом, количество немасляного флюида не должно быть таким большим, чтобы он не мог быть диспергирован в масляной фазе. Тем самым, в одном варианте осуществления изобретения количество немасляного флюида является меньшим, чем приблизительно 70 об.% и предпочтительно от приблизительно 1 до приблизительно 70 об.% В другом варианте осуществления изобретения немасляный флюид является предпочтительно от приблизительно 10% до приблизительно 60 об.% от флюида обратной эмульсии. В другом варианте осуществления изобретения брейкерный флюид может быть флюидом на водной основе, который может включать водный флюид. Дополнительно, флюид на водной основе может включать водорастворимый полярный органический растворитель, гидролизуемый эфир карбоновой кислоты и, необязательно, утяжелитель, такой как рассол высокой плотности. Водный флюид, применяемый во флюидах на водной основе, может быть выбран из группы, включающей морскую воду, рассол, имеющий в своем составе органические и/или неорганические растворенные соли, жидкости, имеющие в своем составе смешиваемые с водой органические соединения и их комбинации. Растворимый в воде полярный органический растворитель должен быть, по меньшей мере, частично растворимым в масляном флюиде, но также должен иметь частичную растворимость в водном флюиде. Компонентом полярного органического растворителя настоящего изобретения может быть одноатомный, двухатомный, многоатомный спирт или одноатомный, двухатомный, многоатомный спирт, имеющий полифункциональные группы. Примеры таких химических соединений включают алифатические диолы (т.е. гликоли, 1,3-диолы, 1,4-диолы и т.д.), алифатические полиолы (т.е. триолы, тетраолы и т.д.),полигликоли (т.е. полиэтиленпропиленгликоли, полипропиленгликоль, полиэтиленгликоль и т.д.), гликолевые простые эфиры (т.е. диэтиленгликолевый эфир, триэтиленгликолевый эфир, полиэтиленгликолевый эфир и т.д.) и другие подобные соединения, которые могут найти применение при реализации настоящего изобретения. В одном предпочтительном варианте осуществления изобретения водорастворимый органический растворитель является гликолем или гликолевым эфиром, таким как этиленгликоль монобутиловый эфир (EGMBE). Иные гликоли или гликолевые эфиры могут быть применены в настоящем изобретении при условии, что они являются, по меньшей мере, частично смешиваемыми с водой. Гидролизуемый сложный эфир должен быть выбран так, чтобы время достижения гидролиза являлось предварительно заданным по известным условиям на забое, таким как температура. В технике хорошо известно, что температура, так же как присутствие источника гидроксильного иона, имеет реальное влияние на интенсивность гидролиза сложных эфиров. Для данной кислоты, например муравьиной кислоты, специалист в этой области техники может провести простые исследования, чтобы задать время гидролиза при данной температуре. Также хорошо известно, что с увеличением цепи спирта, являющегося частью сложного эфира, скорость гидролиза понижается. Тем самым, систематически варьируя длину и разветвление спиртовой части сложного эфира, можно регулировать скорость высвобождения муравьиной кислоты, и таким образом может быть предварительно задано разрушение эмульсии фильтрационной корки обратной эмульсии. В одном предпочтительном варианте осуществления изобретения гидролизуемый эфир карбоновой кислоты является эфиром муравьиной кислоты С 4-С 30 спиртов. В одном варианте осуществления изобретения гидролизуемый эфир карбоновой кислоты содержит приблизительно 5-50 об.% брейкерного флюида на основе воды и предпочтительно приблизительно 20-40 об.%. В другом варианте осуществления изобретения гидролизуемый эфир карбоновой кислоты содержит приблизительно 20-60 об.% брейкерного флюида на основе обратной эмульсии, предпочтительно больше 30 об.%. Одним примером подходящего гидролизуемого эфира карбоновой кислоты является имеющийся у Shrieve Chemical Group (Woodlands, Texas) под наименованием Break-910. В настоящем иллюстративном варианте осуществления изобретения утяжелителем является предпочтительно рассол высокой плотности, имеющий в своем составе соли щелочных и щелочно-земельных металлов. Например, рассолы, составленные с высокими концентрациями солей галогенидов, формиатов,-4 011205 ацетатов, нитратов натрия, калия или кальция и им подобным; соли формиатов, нитратов, ацетатов цезия и им подобным, а также иных соединений, которые должны быть хорошо известны специалисту в этой области техники, могут быть применены как утяжелители, свободные от твердой фазы. Выбор утяжелителей частично зависит от необходимой плотности брейкерного флюида, как известно среднему специалисту в этой области техники. Эмульгатор, применяемый в брейкерном флюиде обратной эмульсии, должен быть выбран так,чтобы сформировать стабильную обратную эмульсию, которая разрушается со временем и/или после гидролиза сложного эфира. Когда рН обратной эмульсии немасляной фазы меняется, величина гидрофильно-липофильного баланса (HLB) эмульгатора существенно сдвигается, чтобы дестабилизировать обратную эмульсию. Величина HLB указывает полярность молекул в диапазоне от 1 до 40, которая повышается с повышением гидрофильности эмульгатора. Учитывая большое разнообразие имеющихся эмульгаторов эмульсии, среднему специалисту в этой области техники нужно только сделать рутинную сетку эмульгаторов путем формирования обратной эмульсии и добавления небольшого количества муравьиной кислоты, чтобы увидеть, что эмульсия разрушается. Предпочтительные эмульгаторы могут включать VERSAWET и VERSACOAT, имеющиеся в продаже у M-I L.L.С. Houston, Texas. Альтернативно может быть применен эмульгатор, чувствительный к кислотам на основе амина, такой как описанный в патентах США 6218342, 6790811 и 6806233, содержание которых учитывается в этом документе ссылкой. Как флюиды обратной эмульсии, так и флюиды на водной основе настоящего изобретения могут дополнительно иметь в своем составе добавочные химикаты, в зависимости от конечного применения флюида при условии, что они не создают помех функциональности флюидов (в частности, эмульсии,когда применяются вытесняющие флюиды обратной эмульсии), описанные здесь. Например, увлажнители, органофильные глины, загустители, понизители фильтрации флюида, поверхностно-активное вещество, диспергаторы, уменьшители межфазного поверхностного натяжения, рН буферы, совместные растворители, разжижители, понизители вязкости и агенты очистки могут быть добавлены в составы этого изобретения для дополнительных функциональных свойств. Добавление таких агентов должно быть хорошо известно среднему специалисту в области техники составления смесей буровых флюидов и растворов. Увлажнители, которые могут быть подходящими для применения в этом изобретении, включают неочищенное талловое масло, оксидированное неочищенное талловое масло, поверхностно-активное вещество, органические фосфатные эфиры, модифицированные имидазолины и амидоамины, алкилированные ароматические сульфаты и сульфонаты, и им подобные и их комбинации и производные. Однако применение увлажнителей жирных кислот, когда они применяются с флюидом обратной эмульсии,должно быть минимизировано так, чтобы вредно не воздействовать на обратимость обратной эмульсии,раскрытой здесь. FazeWet, VersaCoat, SureWet, Versawet и Versawet NS являются примерами имеющихся в продаже увлажнителей, производимых и поставляемых M-I L.L.С., которые могут быть применены во флюидах, раскрытых здесь. Silwet L-77, L-7001, L7605 и L-7622 являются примерами имеющихся в продаже поверхностно-активных веществ и увлажнителей, производимых и поставляемыхGeneral Electric Company (Wilton, CT). Органофильные глины, обычные глины, обработанные амином, могут быть применимы как загустители и/или стабилизаторы эмульсии в составах флюидов настоящего изобретения. Иные загустители,такие как растворимые полимеры, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и мыла, также могут применяться. Количество загустителя, применяемое в составе, может различаться после конечного применения состава. Однако нормальный диапазон приблизительно 0,1-6 вес.% является достаточным для большинства применений. VG-69 и VG-PLUS являются органоглинистыми материалами, поставляемыми M-I, L.L.С., Houston, Texas, a VERSA-HRP является материалом полиамидной смолы, производимым и поставляемым M-I, L.L.С., которые могут быть применены в настоящем изобретении. В некоторых вариантах осуществления изобретения вязкость вытесняющих флюидов достаточно высокая, так что вытесняющий флюид может действовать сам, как свой вытесняющий тампон в скважине. Подходящие понизители вязкости, которые могут быть применены в брейкерных флюидах, раскрытых в этом документе, включают, например, лигносульфонаты, модифицированные лигносульфонаты,полифосфаты, таннины и низкомолекулярные полиакрилаты. Понизители вязкости обычно добавляют к буровому флюиду, чтобы сократить сопротивление протеканию и управлять тенденцией к огеливанию. Другие функции, выполняемые понизителями вязкости, включают сокращение фильтрации и толщины фильтрационной корки, противодействие воздействию солей, минимизирование воздействия воды на пробуриваемые пласты, эмульгирование масла-в-воде и стабилизацию свойств бурового раствора при повышенных температурах. Включение чистящих агентов в состав флюидов, раскрытых в этом документе, должно быть хорошо известно специалистам в данной области техники. Может быть применена широкая номенклатура чистящих агентов, полученных из синтетических и натуральных продуктов. Например, обычным чистящим агентом, полученным из натуральных продуктов, является d-лимонен. Чистящая способностьd-лимонена в операциях бурения скважин раскрыта в патенте США 4533487 и в комбинации с различными поверхностно-активное веществами - в патенте США 5458197, содержание которых включено в настоящее описание. Способы, применяемые в приготовлении брейкерных флюидов на водной основе и обратной эмульсии, используемые в способах настоящего раскрытия, не являются критическими. Конкретно, что касается флюидов обратных эмульсий, то могут использоваться обычные способы приготовления флюидов обратных эмульсий аналогичным образом, тем, которые обычно используются при приготовлении буровых флюидов на масляной основе. По одной представляемой технологии необходимое количество масляной жидкости, такой как дизельное масло, смешивается с выбранным эмульгатором, загустителем и увлажнителем. Дисперсная немасляная фаза приготовлена комбинированием полярного органического вспомогательного растворителя, способного к гидролизу, и сложного эфира с выбранным рассолом с продолжительным смешиванием. Обратная эмульсия настоящего изобретения формируется посредством интенсивного перемешивания, смешивания или диспергирования масляного флюида и немасляного флюида. Брейкерные флюиды, раскрытые в этом документе, могут быть также применены в разнообразных вариантах осуществления изобретения, таких как вытесняющий флюид и/или промывочный флюид. Согласно настоящему описанию вытесняющий флюид обычно применяется, чтобы физически вытолкнуть другую жидкость из ствола скважины, а промывочный флюид обычно имеет в своем составе поверхностно-активное вещество и может быть применен, чтобы физически и химически убрать остаток бурового флюида из труб на забое. В одном варианте осуществления изобретения брейкерный флюид может быть в способе очистки ствола скважины, которая пробурена с буровым раствором обратной эмульсии и, таким образом, содержит фильтрационную корку обратной эмульсии. Может осуществляться циркуляция брейкерного флюида в стволе скважины, с контактом с фильтрационной коркой обратной эмульсии. Гидролизуемый сложный эфир, который входит в состав брейкерного флюида, может гидролизоваться, чтобы высвободить органическую кислоту и разрушить обратную эмульсию фильтрационной корки. Может осуществляться циркуляция брейкерного флюида в стволе скважины, в которой не было добычи каких-либо углеводородов. Альтернативно, если ствол скважины, в котором началась добыча углеводородов, считается испорченным какой-либо остаточной фильтрационной коркой, оставленной в стволе скважины после буровых работ, брейкерный флюид настоящего изобретения может быть применен, чтобы очистить ствол скважины. В другом варианте осуществления изобретения брейкерный флюид на водной основе и/или брейкерный флюид обратной эмульсии может быть также применен как вытесняющая жидкость для выталкивания флюидов из ствола скважины. Брейкерный флюид обратной эмульсии может действовать как выталкивающий тампон или как вытесняющий флюид, чтобы эффективно вытеснить буровой раствор обратной эмульсии. Брейкерный флюид на водной основе может действовать как вытесняющая жидкость, чтобы эффективно вытеснять рассол из ствола скважины. В еще одном варианте осуществления изобретения брейкерный флюид на водной основе и/или брейкерный флюид обратной эмульсии может быть дополнительно применен как промывочный флюид,чтобы физически и/или химически удалить фильтрационную корку обратной эмульсии, после того как фильтрационная корка была дезагрегирована брейкерной системой. В другом варианте осуществления изобретения брейкерный флюид (или на водной основе, или флюид обратной эмульсии), раскрытый в данном описании, может быть применен при добыче углеводородов из пласта. Вслед за бурением пласта с буровым раствором обратной эмульсии по меньшей мере одна работа заканчивания может быть проведена на скважине. Затем может быть осуществлена циркуляция брейкерного флюида в скважине и скважина может быть закрыта на предварительно заданное время,чтобы сделать возможным протекание гидролиза сложного эфира и разрушение обратной эмульсии фильтрационной корки, сформированной из бурового раствора. В другом варианте осуществления изобретения пластовые флюиды могут затем войти в скважину, и может последовать добыча из пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения может осуществляться циркуляция брейкерного флюида в стволе скважины во время или после проведения по меньшей мере одной работы заканчивания. В иных вариантах осуществления изобретения может осуществляться циркуляция брейкерного флюида или после работы по заканчиванию, или после того, как добыча пластовых флюидов уже начала разрушать целостность и очищать скважину от остаточных обычных флюидов или флюидов обратной эмульсии, остающихся внутри обсадной колонны или хвостовика. В общем, скважину часто заканчивают, чтобы сделать возможным протекание углеводородов из пласта на поверхность. Как применяется в данном описании, процессы заканчивания могут включать одно или более усилений ствола скважины обсадной трубой, оценку давления и температуры пласта и установку надлежащего оборудования заканчивания, чтобы обеспечить производительное протекание углеводородов из скважины, или в случае нагнетательной скважины предусматривать нагнетание газа или воды. В одном варианте осуществления изобретения брейкерный флюид, как раскрыто в данном описании, может быть применен в обсаженном стволе, чтобы убрать любой остаточный буровой раствор на-6 011205 масляной основе, оставленный в стволе во время любых буровых процессов или процессов вытеснения. Обсадная колонна скважины может состоять из серии металлических труб, установленных в недавно пробуренный ствол. Обсадная колонна служит для усиления боковых сторон ствола скважины, гарантируя, что ни нефть, ни природный газ не просочатся из ствола скважины, когда поднимаются на поверхность, и для того, чтобы не дать иным флюидам или газам просочиться в пласт через скважину. Работы заканчивания, которые применены в настоящем описании, могут конкретно включать заканчивание в открытом стволе, обычные перфорационные заканчивания, заканчивания с борьбой с песком, заканчивания стационарным оборудованием, многопластовое заканчивание, заканчивание с горизонтальным отводом, известные в технике. Законченный ствол скважины может иметь в своем составе по меньшей мере один щелевой хвостовик, предварительно просверленный хвостовик, хвостовик с проволочным фильтром, выдвигающийся фильтр, фильтр песчаного экрана, гравийную набивку открытого ствола или обсадную колонну. Другой вариант осуществления изобретения предполагает способ очистки ствола скважины, пробуренного с буровым флюидом обратной эмульсии, описанным выше. В одном иллюстративном варианте осуществления изобретения способ предполагает осуществление циркуляции брейкерного флюида, раскрытого в данном описании, в стволе скважины, который был пробурен на больший диаметр (т.е. расширенный) с буровым раствором обратной эмульсии, и затем закрывание скважины на предварительно заданное количество времени, чтобы сделать возможным осуществление гидролиза эфира. После гидролиза эфира, обратная эмульсия разрушается, тем самым формируя две фазы: масляную фазу и водную фазу. Эти две фазы могут быть легко добыты из ствола скважины после начала добычи, и, тем самым, остаточный буровой флюид легко вымывается из ствола скважины. Флюиды, раскрытые в данном описании, могут также применяться в стволе скважины, когда нужно смонтировать сетчатый фильтр на забое скважины. После того как ствол расширен, чтобы увеличить диаметр ствола, бурильная колонна может быть убрана и заменена эксплуатационной насоснокомпрессорной колонной, имеющей необходимый сетчатый фильтр. Альтернативно, сетчатый трубный фильтр с возможностью выдвижения может быть выдвинут на месте или в скважину может быть внесена гравийная набивка. Брейкерные флюиды могут затем быть внесены в скважину, которая затем закрывается, чтобы прошел гидролиз эфира. По завершении гидролиза эфира обратная эмульсия разрушается с образованием двух фаз: масляной фазы и водной фазы. Эти две фазы могут быть легко добыты из ствола скважины после начала добычи, и, тем самым, остаточный буровой флюид легко вымывается из ствола скважины. Задержка между временем, в течение которого брейкерный флюид согласно настоящему изобретению вводится в скважину, пробуренную с буровым флюидом обратной эмульсии, и временем, в течение которого осуществляется гидролиз гидролизуемого эфира карбоновой кислоты, высвобождая кислоту,разрушающую фильтрационную корку обратной эмульсии, может зависеть от нескольких переменных. Интенсивность гидролиза гидролизуемого эфира может зависеть от температуры в скважине, концентрации рН, количества имеющейся воды, состава фильтрационной корки и т.д. В одном варианте осуществления изобретения может быть предпочтительной температура в скважине менее 270F, чтобы было можно применить вытесняющие флюиды настоящего изобретения в данной скважине. Однако в зависимости от условий в скважине состав брейкерного флюида и, следовательно, химические свойства флюида могут варьироваться так, чтобы допустить необходимую и управляемую задержку перед тем, как разрушить фильтрационную корку обратной эмульсии в конкретном приложении. В одном варианте осуществления изобретения время задержки для фильтрационной корки обратной эмульсии, которую нужно разрушить вытесняющим флюидом на водной основе, согласно настоящему изобретению может быть больше 1 ч. В разнообразных иных вариантах осуществления изобретения время задержки для фильтрационной корки обратной эмульсии, которую нужно разрушить вытесняющим флюидом на водной основе, согласно настоящему изобретению, может быть больше чем 3, 5 или 10 ч. В другом варианте осуществления изобретения время задержки для фильтрационной корки обратной эмульсии, которую нужно разрушить вытесняющим флюидом на водной основе, может быть больше чем 15 ч. В разнообразных иных вариантах осуществления изобретения время задержки для фильтрационной корки обратной эмульсии, которую нужно разрушить вытесняющим флюидом, может быть больше чем 24, 48 или 72 ч. Следующие примеры приводятся для дополнительной иллюстрации приложений и применения способов и составов настоящего изобретения.-7 011205 Примеры Приведенные далее примеры использовались для проверки эффективности вытесняющих растворов и растворов для очистки скважины, раскрытых в данном описании. Пример 1. Буровой раствор обратной эмульсии был составлен из следующих компонентов, все из которых являются коммерчески доступными, как показано в табл. 1. Таблица 1 Указанный выше буровой флюид обратной эмульсии был термически состарен с помощью горячей прокатки в течение 16 ч при 196F и продемонстрировал свойства, показанные в табл. 2. Таблица 2 Термически состарен при 196F - 16 ч Определяли первоначальный поток диска с фриттированным алюминиевым фильтром (35 мкм) для 200 мл дизельного масла при избыточном давлении 20 фунт/кв.дюйм. Затем на диске фильтра была построена фильтрационная корка с помощью приложения вышеуказанного флюида под избыточным давлением 500 фунт/кв.дюйм при 196F в течение 4 ч. Избыточный буровой флюид был декантирован. Примерно 40 мл брейкерного флюида были осторожно нанесены, чтобы не нарушить фильтрационную корку. Было приложено избыточное давление 500 фунт/кв.дюйм и фильтрат (если вообще был) был собран и возвращен в ячейку. Было проведено выдерживание в течение 16 ч при 196F и избыточном давлении 100 фунт/кв.дюйм, после чего остаточный брейкер был декантирован. Определяли возвратный поток диска с фриттированным алюминиевым фильтром (35 мкм) для 200 мл дизельного масла при избыточном давлении 20 фунт/кв.дюйм. Определяли процент интенсивности возвратного потока относительно замеренной начальной интенсивности потока. Готовили иллюстративный брейкерный флюид обратной эмульсии для настоящего изобретения и сравнивали с дизельным маслом и 10% водным раствором кислоты HCl. Брейкерный флюид имел состав,указанный в табл. 3. Результаты примеров вышеуказанного сравнительного тестирования даны в табл. 4. Таблица 4 По рассмотрении вышеприведенного специалист в данной области техники отметит, что брейкеры,составленные согласно настоящему изобретению, достигают возвратного потока, более высокого, чем чисто кислотная промывка (10% HCl) или промывка дизельным маслом. Сходные или лучшие результаты могут быть достигнуты при применении раскрытых выше поверхностно-активных веществ на основе амина. Пример 2. Обратимый буровой раствор обратной эмульсии был составлен из следующих компонентов, все из которых коммерчески доступны, как показано в табл. 5. Таблица 5 Указанный выше обратимый буровой флюид обратной эмульсии был термически состарен с помощью горячей прокатки в течение 16 ч при 150F и продемонстрировал свойства, показанные в табл. 6. Таблица 6 Термически состарен при 150F - 16 ч 011205 Фильтрационная корка, построенная из указанного выше обратимого бурового флюида обратной эмульсии, была подвергнута модифицированному фильтрационному тесту высокой температуры и высокого давления (HTHP). В фильтрационном тесте HTHP применяется ячейка HTHP, оборудованная фриттованным диском в качестве пористой среды, на которой строится фильтрационная корка. В этом примере фильтрационная корка была построена на 35-микронных дисках. По завершении приложения 500 фунт/кв.дюйм при 128F к диску фильтрационной корки был собран фильтрат, как показано в табл. 7. Таблица 7 Готовили вытесняющий/брейкерный флюид обратной эмульсии из следующих компонентов, все из которых являются коммерчески доступными, как показано в табл. 8. Таблица 8 Вытесняющие флюиды 1 и 2, имеющие состав, как показано в табл. 8, были добавлены к дискам 1 и 2 фильтрационной корки, имеющие состав, как показано в табл. 5, и подвергнуты модифицированному тесту на фильтрацию HTHP. Во флюид 2 из табл. 8 был добавлен карбонат кальция прямо перед добавлением флюида в фильтрационную корку. После приложения 500 фунт/кв.дюйм при 128F к дискам 1 и 2 фильтрационной корки с налитыми на них вытесняющими флюидами 1 и 2 фильтрат был собран, как показано в табл. 9. Когда результатом явилось прохождение устойчивого протока через диск, был добавлен пресный вытесняющий флюид. Из табл. 9 можно заметить, что флюид 1 достиг полного прорыва фильтрата после сборов между 29,5 и 43,5 ч. Пример 3. Готовили буровой раствор обратной эмульсии из следующих компонентов, все из которых являются коммерчески доступными, как показано в табл. 10. Таблица 10 Указанный выше буровой флюид обратной эмульсии был термически состарен с помощью горячей прокатки в течение 16 ч при 150F и проявил свойства, показанные в табл. 11.- 11011205 Таблица 11 Термически состарен при 150F - 16 ч Фильтрационные корки, построенные из бурового флюида обратной эмульсии, имеющего состав,как показано в табл. 10, были построены на дисках (3 а-3 с) и подвергнуты модифицированному тесту фильтрации HTHP. Фильтрационные корки, построенные из Fazepro, обратимого бурового флюида обратной эмульсии, коммерчески доступные от M-I, L.L.С. (Houston, Texas), были также построены на дисках (4 а-4 с) и подвергнуты модифицированному тесту фильтрации HTHP. После приложения давления 400 фунт/кв.дюйм к дискам фильтрационной корки при разных температурах фильтрат был собран,как показано в табл. 12. Таблица 12 Готовили вытесняющий/брейкерный флюид обратной эмульсии из следующих компонентов, все из которых являются коммерчески доступными, как показано в табл. 13. Таблица 13 Вытесняющие брейкерные флюиды 3 и 4, составленные согласно табл. 13, были добавлены к дискам 3 а-3 с и 4 а-4 с фильтрационной корки, имеющей состав, как показано в табл. 10, и подвергнуты модифицированному тесту на фильтрацию HTHP. После приложения начального давления 400 фунт/кв.дюйм при разных температурах к дискам фильтрационной корки с налитыми на них вытесняющими флюидами 3 и 4 фильтрат был собран, как показано в табл. 14. После того как давление 400 фунт/кв.дюйм было- 12011205 приложено на 40 мин, приложенное давление было понижено до 50 фунт/кв.дюйм. Когда результатом явилось прохождение устойчивого протока через диск, тест был завершен. Таблица 14 Несмотря на то что были сделаны ссылки на частные приложения вытесняющих флюидов и флюидов заканчивания настоящего изобретения, в объем настоящего изобретения входят различные приложенные в скважине флюиды. Конкретно, флюиды настоящего изобретения могут быть применены и в добывающих и в нагнетающих скважинах и могут иметь дополнительные приложения в восстановительной очистке скважин до получения чистой нефти. Преимущественно, настоящее изобретение обеспечивает флюид ствола скважины, который может разрушать эмульсию фильтрационной корки обратной эмульсии и эффективно удалять такую фильтрационную корку обратной эмульсии без нанесения повреждений окружающему пласту. Вытесняющие флюиды и флюиды заканчивания согласно настоящему изобретению могут демонстрировать индексы высокой вязкости, такие, что могут вести себя как тампоны высокой вязкости в процессе заканчивания. Более того, задержка в растворении фильтрационной корки может быть достигнута за счет регулирования эффективности и реакционной способности химических брейкеров. Химические свойства вытесняющих и брейкерных флюидов, раскрытые в данном описании, могут предусматривать разрушение эмульсии фильтрационной корки обратной эмульсии и растворение растворимых кислотой закупоривающих материалов в фильтрационной корке. Дополнительно, вытесняющие и брейкерные флюиды,раскрытые в данном описании, могут быть эффективно применены или с фильтрационной коркой бурового флюида обычной обратной эмульсии, или обратимой обратной эмульсией. Хотя изобретение описано в отношении ограниченного числа вариантов осуществления изобретения, специалисты в этой области техники, имеющие преимущества от этого раскрытия, должны оценить,что могут быть придуманы иные варианты осуществления изобретения, которые не выходят за рамки изобретения, раскрытого в этом описании. Соответственно, объем изобретения должен быть ограничен только приложенной формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ очистки ствола скважины, в котором ствол скважины пробурен с буровым раствором обратной эмульсии, который формирует фильтрационную корку обратной эмульсии, причем способ включает осуществление циркуляции брейкерного флюида в стволе скважины, причем брейкерный флюид содержит немасляную дисперсную фазу и масляную диспергирующую фазу, где немасляная фаза содержит водорастворимый полярный органический растворитель, гидролизуемый эфир карбоновой кислоты и утяжелитель, причем диспергирующая масляная фаза содержит масляный флюид и эмульгатор; причем- 13011205 гидролизуемый эфир карбоновой кислоты выбирают так, чтобы после гидролиза высвобождалась органическая кислота и разрушалась обратная эмульсия фильтрационной корки. 2. Способ по п.1, в котором водорастворимым полярным органическим растворителем является гликоль или гликолевый эфир. 3. Способ по п.2, в котором водорастворимым полярным органическим растворителем является этиленгликольмонобутиловый эфир. 4. Способ по п.1, в котором гидролизуемым эфиром карбоновой кислоты является эфир муравьиной кислоты С 4-С 30 спирта. 5. Способ по п.1, дополнительно включающий вытеснение разрушенной фильтрационной корки обратной эмульсии. 6. Способ по п.1, дополнительно включающий удаление разрушенной фильтрационной корки обратной эмульсии из ствола скважины. 7. Способ добычи углеводорода из пласта, включающий бурение пласта с буровым раствором обратной эмульсии; проведение по меньшей мере одной операции по заканчиванию в стволе скважины; размещение брейкерного флюида в стволе скважины, где брейкерный флюид содержит немасляную дисперсную фазу и масляную диспергирующую фазу, причем немасляная фаза содержит водорастворимый полярный органический растворитель, гидролизуемый эфир карбоновой кислоты и утяжелитель,причем диспергирующая масляная фаза содержит масляный флюид и эмульгатор; закрытие скважины на предварительно заданное время для протекания гидролиза сложного эфира и разрушение обратной эмульсии фильтрационной корки. 8. Способ по п.7, дополнительно включающий забор пластовых флюидов скважиной и добычу флюидов из скважины. 9. Способ по п.8, в котором размещение брейкерного флюида осуществляют после добычи флюидов из скважины. 10. Способ по п.7, в котором размещение брейкерного флюида осуществляют одновременно с проведением по меньшей мере одной операции заканчивания. 11. Способ по п.7, в котором размещение брейкерного флюида происходит после проведения по меньшей мере одной операции заканчивания. 12. Способ по п.7, в котором законченный ствол скважины имеет в своем составе по меньшей мере один элемент из щелевого хвостовика, предварительно пробуренного хвостовика, хвостовика с проволочным фильтром, выдвижного фильтра, фильтра песчаного экрана, гравийной набивки открытого ствола и обсадной колонны. 13. Способ по п.7, в котором водорастворимым полярным органическим растворителем является гликоль или гликолевый эфир. 14. Способ по п.13, в котором водорастворимым полярным органическим растворителем является этиленгликольмонобутиловый эфир. 15. Способ по п.7, в котором гидролизуемым эфиром карбоновой кислоты является эфир муравьиной кислоты и С 4-С 30 спирта. 16. Раствор брейкерного флюида, содержащий немасляную дисперсную фазу и масляную диспергирующую фазу, причем немасляная фаза содержит водорастворимый полярный органический растворитель, гидролизуемый эфир карбоновой кислоты и утяжелитель; причем диспергирующая масляная фаза содержит масляный флюид и эмульгатор. 17. Раствор по п.16, в котором водорастворимым полярным органическим растворителем является гликоль или гликолевый эфир. 18. Раствор по п.17, в котором водорастворимым полярным органическим растворителем является этиленгликольмонобутиловый эфир. 19. Раствор по п.16, в котором гидролизуемым эфиром карбоновой кислоты является эфир муравьиной кислоты и С 4-С 30 спирта. 20. Раствор по п.16, дополнительно включающий по меньшей мере один агент, выбранный из увлажнителя, очищающего агента, понизителя вязкости и загустителя. 21. Раствор по п.16, в котором утяжелителем является рассол, содержащий пресную воду или морскую воду, которая содержит соли: галогениды или формиаты щелочных или щелочно-земельных металлов. 22. Раствор по п.21, в которым очищающим агентом является d-лимонен. 23. Раствор по п.16, в котором гидролизуемый эфир карбоновой кислоты содержит от примерно 20 до примерно 60 об.% раствора. Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2