Композиция и способы для удаления асфальтенов

КОМПОЗИЦИЯ И СПОСОБЫ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНОВ Данное изобретение относится к композициям и способам для удаления отложений органики,включающим введение рабочей жидкости, где рабочая жидкость содержит по меньшей мере два неполярных органических растворителя и по меньшей мере два полярных органических растворителя, а также ингибитор асфальтена, причем полярные органические растворители составляют менее 20 мас.% рабочей жидкости; обеспечение растворения рабочей жидкостью по меньшей мере части отложений органики и удаление по меньшей мере части рабочей жидкости. Данное изобретение относится к композициям и способам для удаления отложений органики,включающим введение рабочей жидкости, где рабочая жидкость содержит по меньшей мере два неполярных органических растворителя и по меньшей мере два полярных органических растворителя, а также ингибитор асфальтена, причем полярные органические растворители составляют менее 20 мас.% рабочей жидкости, где неполярные органические растворители включают обогащенный ароматикой лигроин, терпены, керосин и их комбинацию, и где полярные растворители включают тяжелый обогащенный ароматикой лигроин, циклогексанон,N-2-метилпирролидон, N-этил-2-пирролидон и их комбинацию, обеспечение растворения рабочей жидкостью по меньшей мере части отложений органики и удаление по меньшей мере части рабочей жидкости. Предпосылки изобретения Область техники Данное изобретение относится к способам и рабочим жидкостям, используемым для обработки подземного пласта. В частности, изобретение относится к получению и применению экологически благоприятной рабочей жидкости, предназначенной для использования при удалении отложений, содержащих парафин и асфальтены. Кроме того, в частности, изобретение относится к способам получения и использования рабочих жидкостей. Описание уровня техники В операциях, относящихся к разработке и заканчиванию буровых скважин, которые проникают в подземные пласты, и к добыче из природных месторождений газообразных и жидких углеводородов,используют различные типы рабочих жидкостей. Данные операции включают бурение скважины, перфорирование скважины, гидравлический разрыв пласта, модифицирование проницаемости и борьбу с пескопроявлением или водопритоком. Рабочие жидкости, использующиеся в данных операциях, известны под наименованием буровых рабочих жидкостей, рабочих жидкостей для заканчивания скважины,рабочих жидкостей для капитального ремонта скважины, пакерных рабочих жидкостей, рабочих жидкостей для гидравлического разрыва пласта, рабочих жидкостей для интенсификации притока, рабочих жидкостей для выравнивания профиля приемистости или контроля проницаемости, рабочих жидкостей для очистки ствола буровой скважины, рабочих жидкостей для формирования гравийной набивки, рабочих жидкостей для закрепления ствола скважины и тому подобного, и коллективно называются в настоящем документе рабочими жидкостями для обработки приствольной зоны. Например, в документе US 5360787 (А) описываются такие рабочие жидкости, как буровые растворы, разделительные (буферные) жидкости, цементные растворы, рабочие жидкости для заканчивания скважин, смеси буровых растворов и тампонажных растворов, используемые для бурения и цементирования подземных скважин. В данном документе раскрываются также диспергаторы для указанных жидкостей. В документе US 5292367 (А) также раскрываются диспергаторы для различных рабочих жидкостей,используемых при нефтедобыче на буровых скважиных, в том числе для разделительных (буферных) жидкостей, цементных растворов, рабочих жидкостей для заканчивания скважин и смесей буровых растворов и тампонажных растворов, используемых для бурения и цементирования подземных скважин. С течением времени по мере введения компаниями промыслового обслуживания данных рабочих жидкостей в подземные пласты и по мере высвобождения подземными пластами углеводородов для переработки развивается образование твердых или частично твердых отложений органики на поверхностях пласта, ствола буровой скважины, сетчатого фильтра, гравийной набивки или другого оборудования,использующегося для технологического процесса в подземном пласте. Асфальтены представляют собой гетероциклические ненасыщенные макромолекулы, состоящие главным образом из углерода, водорода и неосновных компонентов, таких как сера, кислород, азот и различные тяжелые металлы. Данные высокомолекулярные компоненты сырой нефти находятся в равновесии в обычных условиях месторождения. По мере добычи сырой нефти данное равновесие может быть нарушено несколькими факторами, такими как закачивание CO2 и жирного газа, смещение значения pH,падение давления, сдвиг, фильтрационный потенциал через пористые среды и заряженные металлические поверхности, что приводит к осаждению асфальтенов. Осаждение асфальтенов в цикле продуктивного периода буровой скважины может произойти в любом месте: в призабойной зоне буровой скважины, включая перфорации, в насосно-компрессорных трубах, подземных и наземных штуцерах и наземных промысловых трубопроводах. Прогнозирование того,где может происходить осаждение асфальтенов, требует понимания механизмов осаждения асфальтенов. Ключевые причины представляют собой уменьшение давления и закачивание несовместимых рабочих жидкостей в пластовые породы. Проблемы с асфальтенами могут значительно понизить производительность буровой скважины,вызывая появление создающих трудности оперативных проблем, ухудшая эксплуатационные характеристики пластов и уменьшая добычу. В наиболее часто встречающихся методиках удаления асфальтенов используют ксилол или ксилольные смеси, которые обычно демонстрируют нежелательные характеристики в отношении здравоохранения, техники безопасности и экологии. Кроме того, парафин составляет значительную часть большинства сырых нефтей, которым соответствуют более чем 20 по АНИ. Парафин имеет линейную структуру с прямой цепью, образованную исключительно из углерода и водорода. Парафины, включающие молекулы, которые являются большими,чем C20H42, представляют собой компоненты, которые вызывают осаждение или загущение нефти в системах сырой нефти. Парафин может осаждаться везде от пластовых пор до трубопровода, который доставляет нефть на нефтеперерабатывающие предприятия. Отложения варьируются по своей консистенции в диапазоне от твердых, как камень, для парафина, имеющего наибольшую длину цепи, до очень мягких майонезоподобных отложений, загущающих нефть. Парафин (воск) в основном встречается в виде белого, не имеющего запаха и вкуса воскообразного твердого вещества, имеющего типичные диапазоны температур плавления от 47 до 64C (от 116,6 до 147,2F) и плотность, равную приблизительно 0,9 г/см 3. Он является не растворимым в воде, но растворимым в простом эфире, бензоле и определенных сложных эфирах. Обеспечение растворимости представляло собой один из основных способов удаления данных отложений. На удаление парафина из производственных систем могут оказывать воздействие несколько факторов. Некоторые из данных факторов представляют собой использующийся растворитель, тип парафина, количество парафина, температуру и время введения в контакт. Все без исключения из них могут способствовать успеху или неудаче обработки для удаления парафина. Различные растворители обладают различными возможностями по растворению парафина. Два общих класса растворителей, использующихся на нефтяном месторождении для растворения парафина,представляют собой алифатику и ароматику. Обычным алифатическим растворителем, использующимся на нефтяном месторождении, являются дизельное топливо, керосин и конденсат. Использующимся ароматическим растворителем являются ксилол и толуол. С точки зрения удаления большинства отложений из парафина в числе всех растворителей ксилол и толуол являются более эффективными, чем алифатические растворители. Для удаления из труб стволов буровых скважин и материнской породы пласта вредных отложений органики, таких как в случае асфальтена и парафина, традиционно использовали ароматические растворители, такие как ксилол и толуол. Однако все более ограничительными становятся правительственные предписания по использованию, утилизации и предельно-допустимых выбросов летучих веществ ароматических растворителей. На практике проблемы по воспламеняемости, сильной токсичности и загрязнению окружающей среды сделали их использование менее привлекательным. В документе US 2007062698 (A1) раскрываются добавки для регулирования количества асфальтенов, добавляемые в базовые жидкости, которые вводят непосредственно или опосредованно в нефтегазоносные пласты, чтобы ослабить осаждение асфальтенов в пластах. Это приводит к повышению проницаемости пласта и добычи углеводородов из него. Жидкости, в которые вводятся такие добавки, могут представлять собой текучие среды на основе жидкого CO2, на водной основе или на неводной основе. Данные жидкости могут быть жидкостями для гидроразрыва, буровыми растворами и жидкостями для очистки ствола буровой скважины, как, например, жидкости для кислотной обработки. В документах известного уровня техники WO 2007/129332 (A1) и WO 2007/129348 (A1) раскрываются композиции, предназначенные для удаления органических веществ, особенно асфальтенов, из части ствола скважины или подземного пласта. Раскрываемые композиции содержат:(b) смесь органических растворителей, причем органические растворители включают (i) неполярный органический растворитель и (ii) полярный органический растворитель; и(с) поверхностно-активное вещество, подобранное для формирования эмульсии смеси органических растворителей и воды. При этом в композициях, раскрываемых в WO 2007/129332, указанная смесь органических растворителей является не смешивающейся с водой, а вода содержится в количестве больше,чем 50% от объема композиции. В WO 2007/129348, в одном из вариантов реализации композиция содержит воду в количестве больше, чем 25% от объема композиции. В другом варианте реализации согласно WO 2007/129348 смесь органических растворителей включает (i) неполярный органический растворитель и (ii) по меньшей мере два полярных органических растворителя. В указанных документах WO 2007/129332 и WO 2007/129348 описываются также способы удаления органических веществ из части ствола скважины или подземного пласта. Данные способы включают в себя этапы (а) образования композиций, раскрываемых в цитируемых документах, и (б) введения в композицию на участке, где органическое вещество должно быть удалено. Как можно видеть, в упомянутых источниках известного уровня техники, применяемые композиции содержат воду, что снижает их токсичность по сравнению с органическими растворителями, но в то же время снижает эффективность удаления органических веществ, в частности асфальтенов, из ствола скважины или подземного пласта. Таким образом, на нефтяном месторождении определенно требуется замена ароматических растворителей, которая является логистически и эксплуатационно более эффективной, а также социально и экологически более приемлемой. Желательной является рабочая жидкость, которая будет эффективной,экологически относительно благоприятной и имеющей низкую стоимость. Краткое описание изобретения Варианты осуществления данного изобретения относятся к способу получения и использования рабочей жидкости для обработки приствольной зоны. Говоря более конкретно, варианты осуществления данного изобретения относятся к способам для удаления отложений органики, включающим введение рабочей жидкости, где рабочая жидкость состоит по меньшей мере из двух неполярных органических растворителей и по меньшей мере двух полярных органических растворителей, а также ингибитора асфальтена, причем полярные органические растворители составляют менее 20 мас.% рабочей жидкости; обеспечение растворения рабочей жидкостью по меньшей мере части отложений органики; и удаление по меньшей мере части рабочей жидкости. Варианты осуществления данного изобретения относятся к способам для удаления отложений органики, включающим введение рабочей жидкости, где рабочая жидкость содержит по меньшей мере два неполярных органических растворителя и по меньшей мере два полярных органических растворителя, где неполярные органические растворители включают обогащенный ароматикой лигроин, терпены, керосин и их комбинацию, и где полярные растворители включают тяжелый обогащенный ароматикой лигроин, циклогексанон, N-2-метилпирролидон и их комбинацию,обеспечение растворения рабочей жидкостью по меньшей мере части отложения органики и удаление по меньшей мере части рабочей жидкости. Краткое описание чертежей Фиг. 1 А и 1 В представляют собой фотографии лабораторной аппаратуры, описывающейся в обсуждении, относящемся к примерам. Фиг. 2 представляет собой график по результатам растворения в случае циклогексанона и N-2 метилпирролидона (NМП) при 66C. Фиг. 3 представляет собой фотографию для испытаний на совместимость в случае продукта FlowSOLVE 112 и сырой нефти из Белиза при 66C в течение 30 мин. Фиг. 4 представляет собой график по результатам растворения в случае продукта FlowSOLVE 112 при 66C. Описание изобретения Вначале необходимо отметить то, что при разработке любого такого реального варианта осуществления должны быть приняты многочисленные решения, зависящие от версии воплощения, позволяющие обеспечить достижение специфических целей разработчика, таких как соответствие ограничениям, связанным с системой и связанным с ведением бизнеса, которые будут варьироваться при переходе от одной версии воплощения к другой. Кроме того, необходимо понимать, что усилия по такой разработке могут оказаться сложными и времязатратными, но, тем не менее, будут представлять собой стандартное мероприятие для специалиста в соответствующей области техники, воспользовавшегося преимуществами от ознакомления с данным описанием изобретения. Описание изобретения и примеры представлены исключительно для целей иллюстрирования предпочтительных вариантов осуществления изобретения и не должны восприниматься в качестве ограничения объема и применимости изобретения. Несмотря на описание в настоящем документе композиций настоящего изобретения как содержащих определенные материалы, необходимо понимать, что композиция могла бы, как вариант, содержать два и более химически различных материала. В дополнение к этому, композиция также может содержать некоторые компоненты, отличные от тех, которые уже были представлены. В кратком изложении изобретения и данном описании изобретения каждое численное значение должно быть прочитано один раз как модифицированное термином "приблизительно" (если только оно уже не будет однозначно модифицировано таким образом), а после этого еще раз прочитано как не модифицированное таким образом, если только другое не будет указано в контексте. Кроме того, в кратком изложении изобретения и данном подробном описании изобретения необходимо понимать, что диапазон концентраций, представленный или описанный как подходящий, пригодный и так далее, подразумевает необходимость рассмотрения в качестве указанных всех без исключения концентраций в пределах данного диапазона с включением граничных точек. Например, "диапазон от 1 до 10" должен быть прочитан как указывающий все до единого возможные числа по континууму в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 10. Таким образом, даже в случае однозначного указания конкретных экспериментальных точек в пределах диапазона или даже отсутствия однозначного указания экспериментальных точек в пределах данного диапазона или при обращении только к нескольким конкретным их примерам необходимо понимать то, что изобретатели осознают и понимают то, что указанными должны считаться все без исключения экспериментальные точки в пределах данного диапазона, и что изобретатели описали и задействовали весь диапазон и все точки в пределах данного диапазона. Данное изобретение относится к способам и аппаратуре для получения и использования рабочей жидкости для обработки приствольной зоны при обработке подземных пластов. В частности, изобретение относится к использованию композиций для удаления отложений органики, таких как отложения из асфальтенов и/или парафина, из части ствола буровой скважины, труб стволов буровой скважины, системы трещиноватости или материнской породы подземного пласта. Композиции включают смесь органических растворителей, где органический растворитель включает (i) по меньшей мере два неполярных органических растворителя и (ii) по меньшей мере два полярных органических растворителя, а также ингибиторы асфальтенов. Также предлагаются и способы удаления отложений из асфальтенов и/или парафина из части ствола буровой скважины или подземного пласта при использовании композиций. Неполярные органические растворители могут представлять собой, в частности, дипентен, 1-метил 4-изопропилен-1-циклогексан, соляровое масло, керосин, лигроин, терпены, такие как, например, Dлимонен, -пинен и -пинен, и смеси указанных растворителей. Полярные органические растворители могут представлять собой, в чатсности, циклопентанон, циклогексанол, сульфолан, циклогексанон, N-метил-2-пирролидон, 2-этилпирролидон, 2-метилпирролидон,N-метилпирролидон, пропилпирролидон, бутилпирролидон, N-метилморфолин, N-метилформамид и их смеси. Например, терпены представляют собой желательные альтернативы ароматическим растворителям. Терпены определяются как группа ненасыщенных алифатических циклических углеводородов. В отличие от нефтяных дистиллятов они представляют собой возобновляемый ресурс, произведенный из растительных продуктов, таких как апельсиновая корка и смолистая живица сосен. Терпены образованы из изопреновых звеньев, обычно содержащих 5n атомов углерода и описывающихся молекулярной формулой (С 5 Н 8)n, где n представляет собой количество изопреновых звеньев. Обычные терпены включают: dлимонен (масло апельсиновых корок), - и -пинен (PINESOL), терпентин, каротин, камфорное масло,цитронеллу, непеталактон (кошачья мята) и ментол (масло мяты перечной). Терпены характеризуются хорошей растворяющей способностью в сопоставлении с ароматическими и хлорированными растворителями. Кроме того, они являются биоразлагаемыми, менее токсичными и менее воспламеняемыми. При использовании, либо индивидуальном, либо в комбинации с другими растворителями (например, керосином) и поверхностно-активными веществами, терпены представляют собой превосходные заменители ароматических растворителей в широком ассортименте областей применения на нефтяных месторождениях. Другие экологически благоприятные полярные растворители включают циклогексанон и N-метил 2-пирролидон. Циклогексанон представляет собой органическое соединение, описывающееся формулой(CH2)5CO. Молекула состоит из шестиуглеродной циклической молекулы, имеющей кетоновую функциональную группу. Данное бесцветное масло имеет запах, напоминающий запах мяты перечной, а также ацетона. Циклогексанон не является канцерогенным и является только умеренно токсичным при значении ПДК 25 ч./млн для пара. Он представляет собой компонент, вызывающий раздражение.N-метил-2-пирролидон (NМП) имеет 5-членную лактамную структуру. Он представляет собой жидкость в диапазоне от бесцветной до слегка желтоватой, смешиваемую с водой и растворителями, подобными этилацетату, хлороформу, бензолу и низшим спиртам или кетонам. Он также относится к классу диполярных апротонных растворителей, который также включает диметилформамид, диметилацетамид и диметилсульфоксид. N-метил-2-пирролидон и его производные используют в качестве промежуточных соединений для синтеза агрохимических препаратов, фармацевтических препаратов, вспомогательных веществ для текстильной промышленности, пластификаторов, стабилизаторов и красок специального назначения. NМП обладает желательными свойствами, такими как низкая летучесть, низкая воспламеняемость и относительно низкая токсичность. Как циклогексанон, так и N-метил-2-пирролидон представляют собой превосходные органические полярные растворители. В альтернативном случае, в некоторых вариантах осуществления N-метил-2-пирролидон может быть объединен с N-этил-2-пирролидоном (NЭП) или может быть замещен им. В одном варианте осуществления изобретения для растворения асфальтена используют композицию, содержащую керосин, циклогексанон, d-лимонен и N-метил-2-пирролидон (NМП). Керосин присутствует с концентрацией 10-70%. Циклогексанон присутствует с концентрацией в диапазоне от 0,5 до 20 мас.%. D-лимонен присутствует с концентрацией в диапазоне от 10 до 70 мас.%. NМП присутствует с концентрацией в диапазоне от 0,5 до 20 мас.%. В некоторых альтернативных вариантах осуществления циклогексанон не присутствует. В некоторых дополнительных альтернативных вариантах осуществления не присутствует NМП. В некоторых дополнительных альтернативных вариантах осуществленияNЭП может присутствовать с концентрацией в диапазоне от 0,5 до 20 мас.%. Варианты осуществления изобретения также включают ингибитор асфальтена, такой как ингибитор асфальтена на основе полимера/смолы. Говоря конкретно, некоторые варианты осуществления могут включать сульфонированную алкилфенолоформальдегидную смолу, алкилфенолоформальдегидную смолу, сложный эфир высокомолекулярного полиолефина, сополимер -олефина/малеинового ангидрида, полиалкиленсукцинимидный сополимер, сополимер лаурилметакрилата/гидроксиэтилметакрилата, 4 алкилфенилметакрилатный полимер, 1-винил-4-алкил-2-пирролидоновый полимер, поливинилалкилкарбаматы, сложные полиэфирамиды и лигносульфонатные полимеры. В некоторых вариантах осуществления может быть использована комбинация из ингибиторов. Ингибитор может быть введен в комбинации с композициями для удаления отложений органики,таких как отложения из асфальтенов и/или парафина, с концентрацией, равной приблизительно 250 ч./млн, 500 ч./млн и 1000 ч./млн. В некоторых вариантах осуществления ингибитор может быть введен в композицию, содержащую метанол, этанол, изопропанол и/или их комбинацию. Некоторые варианты осуществления также могут содержать воду. Способы удаления отложений из асфальтенов и/или парафина из части оборудования или подземного пласта включают закачивание во вмещающую породу рабочей жидкости для структурной кислотной обработки, предварительное промывание буровой скважины до проведения операции по гидравлическому разрыву пласта и непрерывное внутрискважинное закачивание. Способы удаления отложений также включают нижеследующее. Введение в буровую скважину композиции включает ее размещение в части буровой скважины,подвергаемой обработке при использовании эксплуатационной насосно-компрессорной трубы, на период времени введения в контакт, достаточный для растворения смесью органических растворителей значительного количества отложений органики (т.е. из парафина и асфальтенов). Может оказаться необходи-4 023408 мым время пропитывания. Способ также включает обратное перетекание композиции на поверхность через ствол буровой скважины после размещения композиции и по истечении последующего времени пропитывания. В дополнение к этому в части буровой скважины, подвергаемой обработке, может быть размещена гибкая насосно-компрессорная труба малого диаметра, имеющая внутрискважинное сопло. Композиции дают возможность обеспечить пропитывание в течение периода времени, достаточного для растворения смесью органических растворителей значительного количества отложений органики (т.е. парафина и асфальтенов). После этого композиции дают возможность перетекать обратно на поверхность либо через гибкую насосно-компрессорную трубу малого диаметра, либо в результате ее выкачивания. Кроме того, для доставки композиции в комбинации со сборной гибкой насосно-компрессорной трубой малого диаметра может быть использована специализированная компоновка низа бурильной колонны высокого давления, такая как JETBLASTER (коммерчески доступна в компании SchlumbergerTechnology Corporation из Шугарленда, Техас). Композиции дают возможность обеспечить пропитывание в течение периода времени, достаточного для растворения смесью органических растворителей значительного количества отложений органики (т.е. парафина и асфальтенов). После этого композиции дают возможность перетекать обратно на поверхность либо через гибкую насосно-компрессорную трубу малого диаметра, либо в результате ее выкачивания. В еще одном варианте осуществления композиция может быть закачана ниже градиента гидравлического разрыва подземного пласта. Непосредственно после закачивания композиции проводят кислотную обработку при закачивании с расходами, соответствующими емкости вмещающей породы (matrixrates). После этого композиция действует, ингибируя осаждение отложений органики вследствие быстрого охлаждения пласта в результате закачивания более холодных рабочих жидкостей. В еще одном варианте осуществления композицию закачивают выше градиента гидравлического разрыва подземного пласта. Непосредственно после закачивания композиции проводят обработку в виде кислотного гидравлического разрыва пласта или обработку в виде гидравлического разрыва пласта. После этого композиция действует, ингибируя осаждение отложений органики вследствие быстрого охлаждения пласта в результате закачивания более холодных рабочих жидкостей. Кроме того, обеспечение более глубокого проникновения композиции в месторождение будет улучшать ее характеристики ингибирования. В еще одном варианте осуществления композицию непрерывно закачивают через гибкую насоснокомпрессорную микротрубу малого диаметра или широкоизвестную трубу малого диаметра, подобную"насосно-компрессорной трубе малого диаметра", которые стационарно устанавливают в стволах буровых скважин. Непрерывное закачивание композиции в скважинных условиях будет ингибировать осаждение парафина и асфальтена на трубах. В некоторых вариантах осуществления способ удаления отложения органики включает введение рабочей жидкости, где рабочая жидкость содержит по меньшей мере два неполярных органических растворителя и по меньшей мере два полярных органических растворителя, а также содержит ингибитор асфальтена; обеспечение растворения рабочей жидкостью по меньшей мере части отложения органики и удаление по меньшей мере части рабочей жидкости. В некоторых вариантах осуществления ингибитор асфальтена включает рецептуру высокомолекулярного полимерного диспергатора, составленную в ароматическом растворителе, имеющем высокую температуру вспышки. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления отложение содержит асфальтен, парафин или и то, и другое. В некоторых вариантах осуществления неполярные органические растворители включают обогащенный ароматикой лигроин, терпены, керосин и их комбинацию. В некоторых вариантах осуществления полярные органические растворители улучшают растворимость асфальтенов в смеси органических растворителей в сопоставлении с растворимостью асфальтенов в неполярных органических растворителях. В дополнение к этому в некоторых вариантах осуществления полярные растворители включают тяжелый обогащенный ароматикой лигроин, циклогексанон, N-метил-2-пирролидон и их комбинацию. В некоторых вариантах осуществления рабочая жидкость содержит от 10 до 70 мас.% керосина, от 0,5 до 20 мас.% циклогексанона, от 10 до 70 мас.% D-лимонена и от 0,5 до 20 мас.% NМП либо NЭП. В некоторых вариантах осуществления рабочая жидкость содержит 10 мас.% циклогексанона, 10 мас.% N-метилпирролидона, 50 мас.% d-лимонена и 30 мас.% керосина. В некоторых вариантах осуществления способ удаления отложения органики включает введение рабочей жидкости, где рабочая жидкость содержит по меньшей мере два неполярных органических растворителя и по меньшей мере два полярных органических растворителя, а также ингибитор асфальтена,где неполярные органические растворители включают обогащенный ароматикой лигроин, терпены, керосин и их комбинацию, и где полярные растворители включают тяжелый обогащенный ароматикой лигроин, циклогексанон, N-2-метилпирролидон и их комбинацию, обеспечение растворения рабочей жидкостью по меньшей мере части отложения органики и удаление по меньшей мере части рабочей жидкости. В некоторых вариантах осуществления удаление по меньшей мере части рабочей жидкости включает обратное перетекание рабочей жидкости на поверхность подземного пласта через ствол буровой скважины. В некоторых вариантах осуществления введение рабочей жидкости включает размещение гибкой насосно-компрессорной трубы малого диаметра, имеющей внутрискважинное сопло, в стволе буровой скважины и перетекание рабочей жидкости через гибкую насосно-компрессорную трубу малого диаметра. В некоторых вариантах осуществления введение рабочей жидкости дополнительно включает использование специализированной компоновки низа бурильной колонны высокого давления совместно с гибкой насосно-компрессорной трубой малого диаметра. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления введение рабочей жидкости включает закачивание рабочей жидкости ниже градиента гидравлического разрыва подземного пласта. Некоторые варианты осуществления могут дополнительно включать закачивание кислоты с расходами, соответствующими емкости вмещающей породы (matrix rates). В некоторых вариантах осуществления введение рабочей жидкости включает закачивание рабочей жидкости выше градиента гидравлического разрыва подземного пласта. В некоторых вариантах осуществления введение рабочей жидкости включает непрерывное закачивание рабочей жидкости через гибкую насосно-компрессорную микротрубу малого диаметра, которую устанавливают в стволе буровой скважины. В некоторых вариантах осуществления способ удаления отложения органики из ствола буровой скважины включает введение рабочей жидкости в ствол буровой скважины, где рабочая жидкость содержит по меньшей мере два неполярных органических растворителя и по меньшей мере два полярных органических растворителя, а также ингибитор асфальтена, где неполярные органические растворители включают обогащенный ароматикой лигроин, терпены, керосин и их комбинацию, и где полярные растворители включают тяжелый обогащенный ароматикой лигроин, циклогексанон, N-2-метилпирролидон и их комбинацию, обеспечение растворения рабочей жидкостью по меньшей мере части отложения органики и удаление по меньшей мере части рабочей жидкости, где удаление по меньшей мере части рабочей жидкости включает обратное перетекание рабочей жидкости на поверхность подземного пласта через ствол буровой скважины. В некоторых вариантах осуществления рабочая жидкость содержит от 10 до 70 мас.% керосина, от 0,5 до 20 мас.% циклогексанона, от 10 до 70 мас.% D-лимонена и от 0,5 до 20 мас.% NМП либо NЭП. В некоторых вариантах осуществления введение рабочей жидкости включает размещение гибкой насосно-компрессорной трубы малого диаметра, имеющей внутрискважинное сопло,в стволе буровой скважины и перетекание рабочей жидкости через гибкую насосно-компрессорную трубу малого диаметра. В некоторых вариантах осуществления рабочая жидкость может демонстрировать широкий ассортимент областей применения в качестве растворителя для отложений из асфальтенов. Некоторые из них включают очистку ствола буровой скважины и насосно-компрессорной трубы при использовании стандартного сопла с 4 отверстиями или инструмента-клапана Jet Blaster; очистку промысловых трубопроводов и резервуаров; очистку пласта. В случае очистки ствола буровой скважины или насосно-компрессорной трубы рекомендованный объем при обработке должен быть рассчитан, исходя из объема 150 галлонов/1000 футов (1,86 дм 3/м) насосно-компрессорной трубы. В случае использования насосно-компрессорной трубы малого диаметра или гибкой насосно-компрессорной трубы малого диаметра объем при обработке должен быть получен в расчете из объема 75 галлонов/1000 футов (0,931 дм 3/м). Рабочая жидкость может быть перекачана в насосно-компрессорную трубу или межтрубное пространство при использовании либо стандартного сопла с 4 отверстиями, либо устройства Jet Blaster. При обработке необходимо обеспечить пропитывание в течение определенного периода времени. Время пропитывания зависит от забойной температуры от 4 до 5 ч пропитывания для буровых скважин при забойной температуре 100F (38C) и от 1 до 2 ч для буровых скважин при забойной температуре 100F (38C). Примеры Следующие далее примеры представлены для иллюстрации получения и свойств систем рабочих жидкостей и не должны восприниматься в качестве ограничения объема изобретения, если только другое не будет однозначно указано в прилагаемой формуле изобретения. Все процентные содержания, концентрации, доли, части и тому подобное являются массовыми, если только другое не будет указано или не будет с очевидностью следовать из контекста их использования. Рабочую жидкость для очистки ствола буровой скважины на основе d-лимонена, диспергатор парафина и ксилол оценивали совместно с циклогексаноном и N-метил-2-пирролидоном. Кратко представлено лабораторное исследование альтернативных систем растворителей для удаления отложений из асфальтенов. Различные химические реагенты, в том числе d-лимонен и диспергатор парафина, оценивали совместно с ингибитором асфальтена (FlowSOLVE 112, высокомолекулярный полимерный диспергатор, который коммерчески доступен в компании JD Horizons из Мобберли, Чешир,Великобритания). Также исследовали и циклогексанон и N-метил-2-пирролидон. Использовали следующую далее экспериментальную методику. 1. Испытуемый раствор получали в химическом стакане на 100 мл с якорем магнитной мешалки и размещали на магнитной мешалке с нагревательной плиткой. 2. Раствор нагревали в вытяжном шкафу до 66C. 3. Отвешивали 1 г образца асфальтенов (полученного из Мексиканского залива) и завертывали в материал KIMWIPE. Регистрировали первоначальную массу (wi). 4. Материал KIMWIPE, содержащий образец асфальтенов, закрепляли в самосмыкающемся зажиме и погружали в испытуемый раствор на 1 ч при 66C (фиг. 1). 5. Материал KIMWIPE из раствора удаляли и остаток взвешивали (Wf). 6. Процентное растворение рассчитывали по следующему далее уравнению: Системы на терпеновой основе (например, d-лимонен) при одновременной демонстрации намного улучшенных характеристик в отношении здравоохранения, техники безопасности и экологии не достигают эталонной способности растворять асфальтены, имеющейся у толуола или ксилола. Провели испытания для определения того, может ли добавление небольших процентных содержаний диспергаторов,бензинолигроиновой фракции или другого полярного растворителя улучшить способность растворять асфальтены, имеющуюся у систем на терпеновой основе. Различные химические реагенты, в том числе dлимонен, диспергатор парафина (этоксилированный алкилфенол в углеводородном растворителе) и керосин, подвергали испытаниям совместно с циклогексаноном и N-метил-2-пирролидоном. В дополнение к этому также оценивали ингибитор асфальтена FlowSOLVE 112 от компании JD Horizons. Фиг. 1 А иллюстрирует аппаратуру. Табл. 1 и фиг. 2 обобщают результаты по растворению при использовании циклогексанона и Nметил-2-пирролидона. При использовании как циклогексанона, так и N-метил-2-пирролидона, получали более чем 98%-ное растворение, что предполагает улучшение способности растворять асфальтены, имеющейся у смеси d-лимонен-керосин, при использовании двух различных полярных растворителей. Получение наилучших результатов обеспечивала рецептура растворителя, содержащая 5% циклогексанона,5% N-2-метилпирролидона, 50% d-лимонена и 40% керосина. Таблица 1 Результаты по составлению испытуемой рецептуры и растворению при использовании циклогексанона и N-метил-2-пирролидона (NМП) при 66C Как продемонстрировало испытание на совместимость (50% рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта совместно с продуктом FlowSOLVE 112+50% сырой нефти из Белиза с 1,61 мас.% асфальтена), продукт FlowSOLVE 112 обеспечивал эффективную борьбу с осаждением асфальтенов. Фиг. 3 демонстрирует внешний вид фильтровальной бумаги при использовании 0, 1 и 2% продуктаFlowSOLVE 112 соответственно, для сырой нефти после фильтрования. Дополнительные испытания проводили для определения воздействия продукта FlowSOLVE 112 на растворяющую способность оптимизированной рецептуры растворителя (40% керосина + 50% dлимонена +5 % циклогексанона + 5% NМП). Результаты продемонстрированы в табл. 2 и на фиг. 4. Испытания 36 и 40 продемонстрированы в сравнительных целях. Как демонстрируют данные, добавление продукта FlowSOLVE 112 уменьшает процентное растворение от 97% (испытание 40) до 94% (испытание 43). Как предполагают испытания 47 и 50, эффект может быть уменьшен при использовании либо диспергатора парафина вместо циклогексанона, либо более высокой концентрации d-лимонена. Как можно сказать на основании данных результатов, продукт FlowSOLVE 112 оказывает минимальное воздействие на растворение асфальтенов. Таблица 2 Результаты по составлению испытуемой рецептуры и растворению при использовании продукта FlowSOLVE 112 при 66C Как иллюстрируют данные результаты, присутствие ароматического или полярного растворителя является критическим моментом для эффективного растворения асфальтенов. Рецептура растворителя,содержащая 5% циклогексанона, 5% N-метил-2-пирролидона (NМП), 50% d-лимонена и 40% керосина, в результате приводила к достижению более чем 98%-го растворения асфальтенов, и, по-видимому, является высокоэффективным средством растворения асфальтенов, демонстрирующим благоприятные характеристики в отношении здравоохранения, техники безопасности и рационального использования окружающей среды. Высокоэффективным средством растворения/ингибитором асфальтена, демонстрирующим благоприятные характеристики в отношении здравоохранения, техники безопасности и рационального использования окружающей среды, также, по-видимому, является и рецептура растворителя, содержащая 5% циклогексанона, 10% NМП, 34,5% керосина, 50% d-лимонена и 0,5% продукта FlowSOLVE 112. Ниже подробно представлена экспериментальная методика, использующая аппаратуру, проиллюстрированную на фиг. 1 А и 1 В. 1. Испытуемый раствор получают в химическом стакане на 100 мл с якорем магнитной мешалки на магнитной мешалке с нагреванием. 2. Запускают перемешивающее устройство нагревателя и конечную температуру раствора доводят до температуры испытания. 3. Отвешивают 1,0 г свечного воска или образца парафина и завертывают в материал KIMWIPE,как это проиллюстрировано на фиг. 1 А. В альтернативном случае в некоторых вариантах осуществления вместо материала KIMWIPE может быть использован пакетик для заваривания чая, такой как чайный пакетик LIPTON, как это проиллюстрировано на фиг. 1 В. Регистрируют первоначальную массу (wi). 4. Материал KIMWIPE, содержащий образец парафина, подвешивают при использовании самосмыкающегося зажима для предотвращения выпадения образца из бумаги. 5. Образец погружают в испытуемый раствор на 1 ч при достижении температурой температуры испытания (фиг. 1). 5. Материал KIMWIPE из раствора удаляют и взвешивают оставшийся образец (wf). 6. Процентное растворение рассчитывали по следующему далее уравнению: При 66C все испытания приводили к получению превосходных результатов при почти 100%-м растворении (табл. 3) либо свечного воска, либо образца парафина (парафин Petrobras Cotton Wood из камеры запуска и очистки средств очистки и диагностики) в различных комплектах растворителей вследствие превышения температурой типичной температуры плавления парафина. Нерастворенный остаток был образован из материала пласта и трубной ржавчины. Однако при комнатной температуре (20C) процентное растворение уменьшалось до 13,2 в 50%-м ксилоле по истечении 1 ч (испытание 67, табл. 4). Подобно этому, рецептура рабочей жидкости, содержащая 5% циклогексанона, 5% N-метилпирролидона,50% d-лимонена и 40% керосина, демонстрировала 13,9%-ное растворение по истечении 3 ч времени пропитывания. В случае 6 ч времени введения в контакт (испытание 65) наблюдали более высокую степень растворения (44%). В табл. 3 обобщают результаты испытания на растворение парафина при 38C. Рецептура, содержащая 5% циклогексанона, 5% N-метил-2-пирролидона, 50% d-лимонена и 40% керосина, демонстриро-8 023408 вала подобные результаты по растворению (87%) в сопоставлении со 100%-ным ксилолом (91%). Почти что 100%-ного растворения добивались при увеличении концентрации циклогексанона и N-метил-2 пирролидона до 10% в конечной рецептуре (испытание 78, табл. 5). Таблица 3 Результаты по составлению испытуемой рецептуры и растворению при использовании свечного воска или образца воска с месторождения при 66C Таблица 4 Результаты по составлению испытуемой рецептуры и растворению при использовании свечного воска при 20C Таблица 5 Результаты по составлению испытуемой рецептуры и растворению при использовании свечного воска при 38C Как иллюстрируют данные результаты, присутствие ароматического или полярного растворителя является критическим моментом для эффективного растворения парафинов. Рецептура растворителя,содержащая 5% циклогексанона, 5% N-метил-2-пирролидона (NМП), 50% d-лимонена и 40% керосина,демонстрировала менее чем 10%-ное растворение парафина по истечении 3 ч, что подобно результатам для рецептуры, содержащей 50% ксилола и 50% керосина, по истечении 1 ч при 20C. При 66C все комплекты растворителей продемонстрировали 100%-ное растворение либо свечного воска, либо образца парафина (парафин Petrobras Cotton Wood из камеры запуска и очистки средств очистки и диагностики) вследствие превышения температурой типичной температуры плавления парафина. Рецептура растворителя, демонстрирующая благоприятные характеристики в отношении здравоохранения, техники безопасности и экологии и содержащая 5% циклогексанона, 5% N-метилпирролидона, 50% d-лимонена и 40% керосина, демонстрировала подобные результаты по растворению (87%) в сопоставлении со 100%-ным ксилолом (91%) при 38C. Рецептура растворителя, демонстрирующая благоприятные характеристики в отношении здравоохранения, техники безопасности и экологии и содержащая 10% циклогексанона, 10%N-метилпирролидона, 50% d-лимонена и 30% керосина, демонстрировала почти что 100%-ное растворение при 38C. В одном дополнительном эксперименте испытаниям подвергали композицию, содержащую 50% dлимонена, 30% керосина, 10% циклогексанона и 10% N-этил-2-пирролидона (NМП). Результаты испытания на растворимость продемонстрированы в табл. 6. Таблица 6 Испытание на растворимость при 150F (66C) в течение 1 ч В дополнение к этому, композицию подвергали испытанию на совместимость с полимерами, зачастую использующимися в нефтедобывающей промышленности. Результаты представлены в следующей далее таблице. Для подтверждения свойств рабочей жидкостей использовали некоторые дополнительные методы и аппаратуру. Тигельный метод. 1. Взвешенное количество сырой нефти или нефтешлама размещают в фильтровальном тигле, заполненном песком на 100 меш, размещенным на стальной шерсти. 2. Образец промывают гептаном на всасывающем фильтре вплоть до исчезновения дальнейших дополнительных потерь массы (т.е. при изменении 0,1 г). Любые остаточные количества гептанов удаляют при использовании отсасывания воздуха с последующим высушиванием в печи при температуре в диапазоне от 150 до 212F (от 65 до 100C). 3. Высушенный тигель, содержащий промытый образец асфальтенов, размещают в химическом стакане на 100 мл, а химический стакан заполняют растворителем в количестве 40 мл. Объем растворителя регулируют для обеспечения погружения всего образца и его песчаной опоры. Образец оставляют в статичном положении в растворителе на 5 мин. 4. Тигель, содержащий образец, извлекают из растворителя и размещают на всасывающем фильтре. Через тигель проливают экстракционный растворитель. За растворителем следуют 20 мл метанола для тщательного вымывания остаточного растворителя. Отсасывание продолжают вплоть до достижения сухости и постоянства массы (при изменении 0,1 г). 5. Потерю массы асфальтенов определяют в результате вычитания массы, измеренной на стадии 4,из массы на стадии 2. 6. Стадии от 1 до 5 повторяют для каждого растворителя. Методика испытания на совместимость добавки. Для определения совместимости рабочей жидкости с поверхностно-активными веществами и взаимными растворителями использовали следующую далее методику. 1. В лабораторный стеклянный стакан на 100 мл добавляют 50 мл раствора рабочей жидкости. 2. К рабочей жидкости добавляют требуемую испытываемую добавку и смесь интенсивно встряхивают в течение 30 с. 3. Лабораторный стеклянный стакан на 30 мин размещают в водяной бане, выставленной на 150F(65C). 4. За смесью из рабочей жидкости и добавки наблюдают, выявляя какую-либо несовместимость, такую как мутность, осаждение или фазовое разделение. Как иллюстрируют фотографии, рабочая жидкость, содержащая добавки, была эффективной. Описывавшиеся выше конкретные варианты осуществления представляют собой только иллюстрации, поскольку изобретение может быть модифицировано и реализовано на практике по различным, но эквивалентным способам, очевидным для специалистов в соответствующей области техники, воспользовавшихся преимуществами от ознакомления с положениями настоящего документа. Кроме того, в отношении подробностей, продемонстрированных в настоящем документе, не предполагается каких-либо ограничений, отличных от тех, которые описываются в приведенной ниже формуле изобретения. Поэтому очевидно то, что описывавшиеся выше конкретные варианты осуществления могут быть изменены или модифицированы, и все такие вариации считаются соответствующими объему и сущности изобретения. В соответствии с этим объем правовой охраны, искомый в настоящем документе, представлен в приведенной ниже формуле изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ удаления отложения органики при обработке подземного пласта, включающий введение в пласт рабочей жидкости, состоящей по меньшей мере из двух неполярных органических растворителей, по меньшей мере двух полярных органических растворителей и ингибитора асфальтена,причем полярные органические растворители составляют менее 20 мас.% рабочей жидкости; обеспечение растворения рабочей жидкостью по меньшей мере части отложения органики и удаление по меньшей мере части рабочей жидкости из пласта. 2. Способ по п.1, где содержание ингибитора асфальтена в рабочей жидкости составляет не более 2 мас.%. 3. Способ по п.2, где ингибитор асфальтена включает рецептуру высокомолекулярного полимерного диспергатора, составленную в ароматическом растворителе, имеющем высокую температуру вспышки. 4. Способ по п.2, где ингибитор асфальтена выбирают из группы, включающей сульфонированную алкилфенолоформальдегидную смолу, алкилфенолоформальдегидную смолу, сложный эфир высокомолекулярного полиолефина, сополимер -олефина/малеинового ангидрида, полиалкиленсукцинимидный сополимер, сополимер лаурилметакрилата/гидроксиэтилметакрилата, 4-алкилфенилметакрилатный полимер, 1-винил-4-алкил-2-пирролидоновый полимер, поливинилалкилкарбаматы, сложные полиэфирамиды, лигносульфонатные полимеры и их комбинацию. 5. Способ по п.1, где неполярные органические растворители выбирают из группы, включающей обогащенный ароматикой лигроин и/или тяжелый обогащенный ароматикой лигроин, терпены, керосин и их комбинацию. 6. Способ по п.1, где полярные органические растворители улучшают растворимость асфальтенов в смеси органических растворителей в сопоставлении с растворимостью асфальтенов в неполярных органических растворителях. 7. Способ по п.1, где полярные растворители выбирают из группы, включающей циклогексанон, N2-метилпирролидон, N-этил-2-пирролидон и их комбинацию. 8. Способ по п.1, где используют рабочую жидкость, которая содержит от 10 до 70 мас.% керосина,от 0,5 до 20 мас.% циклогексанона, от 10 до 70 мас.% d-лимонена и от 0,5 до 20 мас.% N-этил-2 пирролидона. 9. Способ удаления отложения органики при обработке подземного пласта, включающий введение в ствол буровой скважины рабочей жидкости, состоящей по меньшей мере из двух неполярных органических растворителей, по меньшей мере двух полярных органических растворителей и ингибитора асфальтена, причем полярные органические растворители составляют менее 20 мас.% рабочей жидкости, где неполярные органические растворители выбирают из группы, включающей обогащенный ароматикой лигроин и/или тяжелый обогащенный ароматикой лигроин, терпены, керосин и их комбинацию, и где полярные растворители выбирают из группы, включающей циклогексанон, N-2 метилпирролидон, N-этил-2-пирролидон и их комбинацию; обеспечение растворения рабочей жидкостью по меньшей мере части отложения органики; удаление по меньшей мере части рабочей жидкости из ствола буровой скважины. 10. Способ по п.9, где удаление по меньшей мере части рабочей жидкости включает обратное перетекание рабочей жидкости на поверхность подземного пласта через ствол буровой скважины. 11. Способ по п.9, где введение рабочей жидкости включает размещение гибкой насоснокомпрессорной трубы малого диаметра, имеющей внутрискважинное сопло, в стволе буровой скважины и перетекание рабочей жидкости через гибкую насосно-компрессорную трубу малого диаметра. 12. Способ по п.9, где введение рабочей жидкости включает закачивание рабочей жидкости ниже градиента гидравлического разрыва подземного пласта. 13. Способ по п.12, дополнительно включающий закачивание кислоты с расходами, соответствующими емкости вмещающей породы. 14. Способ по п.9, где введение рабочей жидкости включает закачивание рабочей жидкости выше градиента гидравлического разрыва подземного пласта. 15. Способ по п.9, где введение рабочей жидкости включает непрерывное закачивание рабочей жидкости через гибкую насосно-компрессорную микротрубу малого диаметра, которую устанавливают в стволе буровой скважины.