Жидкости и способы для завершения углеводородных скважин

1 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к новым жидкостям и способам для оптимизации/повышения добычи углеводородов из подземных пластов, в особенности к описанным и заявленным жидкостям и технологиям, которые применяются для удаления закупорки пласта в стволе скважины и в призабойной зоне в виде покрытия, образовавшегося в результате бурения и операций, связанных с добычей; такие способы могут применяться как таковые или совместно с такими другими операциями завершения, как гравийная засыпка. Предшествующий уровень техники Настоящее изобретение относится к новым жидкостям и способам для оптимизации/увеличения добычи углеводородов из подземных пластов. Для добычи углеводородов (например,нефти, природного газа) необходимо пробурить отверстие в поверхностном слое почвы для установления контакта с углеводородным пластом. В результате такой операции углеводороды могут вытекать из пласта в ствол скважины и далее на поверхность. Выделение углеводородов из подземного пласта известно под термином добыча. Одним из ключевых параметров,оказывающих влияние на производительность,является проницаемость пласта совместно с траекторией движения потока углеводорода до достижения ствола скважины. В некоторых случаях порода пласта обладает низкой естественной проницаемостью, в других случаях проницаемость понижается, например, в ходе бурения скважины. После бурения скважины в нее закачивают жидкость с целью контакта с областью буровой коронки, что делается по ряду причин,включающих охлаждение буровой коронки, отвод шлама от точки бурения и поддерживание гидростатического давления на стенке пласта с целью предотвращения добычи в ходе бурения. Буровой раствор является дорогостоящим материалом, особенно из-за чрезмерных его количеств, которые должны применяться в ходе бурения. Кроме этого, буровой раствор может теряться за счет утечки в пласт. Для предотвращения такого явления буровой раствор умышленно модифицируют таким образом, чтобы утечке подвергались лишь небольшие количества жидкости, образующие покрытие на стволе скважины или так называемую фильтрационную корку. Если после завершения бурения желательно производить добычу, то такое покрытие или фильтрационная корка могут быть удалены. Растворы и технологии настоящего изобретения направлены на удаление фильтрационной корки или других повреждений такого рода в стволе скважины или призабойной области, которые создаются либо намеренно (как в случае бурового раствора), так и ненамеренно (как в случае слоев накипи технологической воды или обез 002585 2 воживающих жидкостей, образующихся при ремонтных или других вынужденных операциях, осуществляемых в скважине). Традиционные обрабатывающие средства для удаления фильтрационной корки бурового раствора включают водный раствор с окислителем (например, персульфатом), раствор хлористо-водородной кислоты, органическую (уксусную, муравьиную) кислоту, комбинацию из кислоты и окислителя и водные растворы, содержащие ферменты. Так например, применение ферментов для удаления фильтрационной корки раскрыто в патенте США 4169818, Mixture of(например, этилендиаминтетрауксусная кислота) также используются для облегчения растворения карбоната кальция. См., например, работы C.N. Freed and H.S. Fogler, Chelating agents asimpact on carbonate acidizing, SPE 31074 (1996),на полное содержание которых ссылаются в настоящем описании. В соответствии с традиционными способами, окислитель и фермент воздействуют на полимерную фракцию фильтрационной корки; кислоты, главным образом,воздействуют на карбонатную фракцию (и другие минералы). В общем случае, окислители и ферменты неэффективны в деградации карбонатной фракции; аналогичным образом, кислоты оказывают незначительное воздействие на полимер. Помимо этого, традиционным способам удаления фильтрационной корки присущи многочисленные проблемы. Возможно, одной из наиболее значительных проблем является определение места размещения. Так например,одним из основных компонентов фильтрационной корки является карбонат кальция. В качестве средства для удаления карбоната кальция была выбрана хлористо-водородная кислота. Реакция между хлористо-водородной кислотой и карбонатом кальция протекает очень быстро. В результате этого, фильтрационная корка начинает растворяться, что приводит к резкому повышению проницаемости поверхности призабойной зоны, вследствие чего нарушается герметизация между областью ствола скважины и пластом. Сразу после этого вся очищающая жидкость может проникать в пласт через зону повышенной проницаемости (зона поглощения бурового раствора, или дискретные зоны в интервале очень высокой проницаемости, где происходит растворение большей части фильтраци 3 онной корки, по сравнению с другими местами рассматриваемого интервала). Вторая проблема, связанная с удалением фильтрационной корки состоит в том, что она состоит из нескольких веществ, которые, как отмечалось выше, обычно не могут быть удалены единственным веществом. Карбонат кальция и органические полимеры (например, крахмал и другие полисахариды) являются двумя основными компонентами традиционных буровых растворов, образующих фильтрационную корку на стволе скважины. Последовательная обработка такой корки двумя различными растворами, одним за другим, является весьма проблематичной, поскольку для этого требуется, по крайней мере, две отдельные обработки. Объединение двух различных разрушающих агентов (брокеров) (одного для полимерной фракции, и другого для кальцита) также проблематично, поскольку каждое из таких веществ характеризуется определенным профилем активности (оптимальным спектром активности, в зависимости от температуры, рН и т.д.) и профили активности двух таких различных брокеров могут не соответствовать друг другу. Это особенно вероятно, в том случае, если один из брекеров представляет собой фермент, который, как хорошо известно,является температурно- и рН-чувствительным веществом. Более того, в том случае когда, как это часто бывает, карбонат кальция удаляют первым, по мере контактирования хлористоводородной кислоты с фильтрационной коркой,в стволе скважины создаются области повышенной проницаемости (где происходит растворение фильтрационной корки). Следовательно,на последующих фазах обработки по удалению фильтрационной корки происходит утечка раствора в пласт. Следовательно, идеальная жидкость должна легко размазываться или размещаться в стволе скважины по всей длине желаемой зоны,соприкасаясь с продуктивной зоной (например,по горизонтальной зоне протяженностью в две тысячи футов [610 м]) до какого-либо растворения фильтрационной корки. Если же жидкость начинает слишком быстро растворять фильтрационную корку, то она будет теряться через зону поглощения бурового раствора, вследствие чего будет нарушена жидкостная обработка в целом. Другими словами, гипотетическая идеальная жидкость должна быть совершенно нереакционноспособной в течение некоторого периода времени, что позволит осуществить ее нанесение на всю длину продуктивного интервала, после чего должна протекать медленная и однородная реакция без образования зоны поглощения бурового раствора. Следует еще раз отметить, что при образовании такой зоны, может происходить утечка всей массы жидкости через зону поглощения бурового раствора. Сле 002585 4 довательно, необходимо обеспечить разумно однородное/регулируемое растворение с тем,чтобы жидкость контактировала с фильтрационной коркой по всему интервалу до реализации почти полного растворения фильтрационной корки по всему рассматриваемому интервалу. Кроме сказанного выше следует отметить,что удаление фильтрационной корки является дорогостоящей и длительной операцией. Поэтому, если возможно, желательно совместить эту операцию с другой обработкой. Так, например, если материал подлежит подаче в одну часть пласта через ствол скважины (например,при ремонтных работах), то в качестве жидкости, применяемой для переноса такого материала, можно использовать раствор кислоты, который будет также растворять части фильтрационной корки. Опять-таки, в случае утечки жидкого носителя в пласт через зону поглощения бурового раствора, ремонтные работы полностью нарушаются. Одним из традиционных видов обработки скважин, особенно скважин, расположенных в регионе Gulf Coast, США, является обработка известная, как гравийная набивка. Операции гравийной набивки осуществляют для предотвращения добычи песка совместно с углеводородами, что часто имеет место в пластах со слабо сцементированным песком. Для предотвращения добычи песка, вокруг добывающей части ствола скважины может помещаться фильтр(или сито). Более длительный вариант решения регулирования добычи песка достигается в том случае, когда область между ситом и пластом заполнена гравием, размер которого подбирается таким образом, чтобы препятствовать движению песка через гравий, выполняющий функцию фильтра, в ствол скважины, вследствие чего при попытках продвижения песка через гравий, он отфильтровывается и удерживается гравием или ситом, в то время как углеводороды продолжают беспрепятственно (не задерживаясь гравием или ситом) поступать в скважину. Опять-таки весьма благоприятно, если жидкость, используемая для подачи гравия, используется также для растворения фильтрационной корки, что устраняет необходимость в отдельной обработке, предназначенной только для растворения фильтрационной корки. В результате обеспечивается значительная экономия в отношении стоимости процесса за счет исключения дорогостоящей отдельной обработки,требующей значительного времени для ее осуществления. Таким образом, желательно применять такую жидкость, которая может использоваться в качестве жидкого носителя (хотя она необязательно предназначена для этой цели) и способна разрушать фильтрационную корку. Идеальный жидкий носитель представляет собой инертное вещество, т.е. оно не должно мгновенно разрушать фильтрационную корку (в противном слу 5 чае жидкость может попадать в пласт и теряться в нем), однако, идеальная жидкость для растворения фильтрационной корки, в конечном счете,должна растворять корку. В этой связи, идеальная жидкость должна каким-либо образом сочетать две таких взаимоисключающих характеристики. Необходимость в очистке от фильтрационной корки особенно остра в завершениях скважин методом гравийной набивки, т.е. в случае скважин, в которых движение песка совместно с углеводородами предотвращается комбинацией гравийная набивка/сито, поскольку захват фильтрационной корки между пластом и ситами или гравием может приводить к значительному снижению производительности добычи. Потребность в надежной обработке по очистке от фильтрационной корки с хорошим механизмом отвода (для обеспечения надлежащего размещения) особенно актуальна в горизонтальных или наклонных скважинах. В таких случаях интервал добычи может составлять несколько тысяч футов в сравнении с вертикальной скважиной,имеющей продуктивную зону длиной примерно 30 футов (9 м). В связи с трудностью размещения массы жидкости для достижения достаточно однородного растворения на интервале в 1000 футов (305 м) в сравнении с интервалом в 30 футов(9 м), требуется более длинная конфигурация и в значительной мере повышается потенциал образования зоны поглощения бурового раствора. В связи с вышесказанным в области бурения и секторе завершения скважины существует настоятельная необходимость в надежной жидкости для быстрого, эффективного и полного разрушения фильтрационной корки, причем такая жидкость может использоваться в качестве жидкого носителя для операций другого завершения/ремонта/стимуляции добычи. Сказанное выше составляет основную цель настоящего изобретения. Краткое изложение сущности изобретения Настоящее изобретение относится к жидкостям, предназначенным для разрушения фильтрационной корки (возникшей при бурении, добыче, завершении скважин, ремонтных работах или стимуляции активности, как умышленно, так и непреднамеренно). В соответствии с наиболее предпочтительными воплощениями настоящего изобретения, такие жидкости и способы относятся к деградации (или дроблению) фильтрационной корки, образующейся из такого крахмал/карбонат содержащего бурового раствора, как STARDRILL (буровой раствор,производимый и поставляемый Schlumberger). В соответствии с другими предпочтительными техническими решениями, жидкости настоящего изобретения должны эксплуатироваться совместно с операцией гравийной набивки, в особенности, но не исключительно, для дробления 6 фильтрационной корки совместно с операцией гравийной набивки. В этой связи цель настоящего изобретения состоит в разработке новых завершающих жидкостей для дробления фильтрационной корки,которые используют отдельно или совместно с другими обработками, предназначенными для ремонта, завершения скважины, стимуляции добычи, в особенности с операцией гравийной набивки. Предпочтительные технические решения относятся к жидкостям, предназначенным для дробления фильтрационной корки со значительным содержанием кальцита и крахмала. Наиболее предпочтительные технические решения относятся к обрабатывающим жидкостям,содержащим два существенных компонента: хелатирующий агент и фермент. Такие компоненты выбирают по их способности растворять различные компоненты фильтрационной корки,а также по их способности растворять такие компоненты с особыми скоростями относительно друг друга. Другие предпочтительные технические решения представляют собой жидкости,содержащие два таких компонента в вязкоупругой поверхностно-активной системе. Вязкоупругие поверхностно-активные системы обладают многочисленными преимуществами, подробно обсужденными ниже в патентах США, на которые ссылаются в тексте, включающими легкость гелеобразования, более легкое распределение, чем гуаровые или модифицированные гуаровые системы, облегченное удаление с поверхности пласта. Кроме этого, особенно важным для настоящего изобретения является тот факт, что вязкоупругие поверхностно-активные системы создают очень низкие фрикционные давления по сравнению с традиционными жидкими носителями и, в связи с этим, они особенно предпочтительны, например, в операциях гравийной набивки настоящего изобретения. Жидкости настоящего изобретения могут с успехом наноситься или размещаться, например, по горизонтальной продуктивной зоне протяженностью в 2000 футов (610 м) без существенной утечки. В особенно предпочтительных технических решениях для достижения указанных выше преимуществ используют Mobil'sALLPACK (эксклюзивно лицензированный продукт Schlumberger). С использованием таких решений, операция гравийной набивки реализуется без утечки жидкости. В то же время жидкость настоящего изобретения медленно воздействует на фильтрационную корку с целью медленного, но равномерного ее растворения, но не ранее завершения конкретных ремонтных работ. Кроме этого, время дробления (или время существенного растворения фильтрационной корки) растворами настоящего изобретения оптимизируется таким образом, чтобы общая или смешанная скорость растворения была очень низкой при низких температурах, но значитель 7 но более высокой при повышенных температурах. Основное преимущество такой уникальной температурной зависимости состоит в том, что жидкость можно вводить во всю рассматриваемую зону до начала растворения фильтрационной корки и лишь после этого, по мере повышения температуры за счет контакта со стволом скважины, начинается растворение. Жидкости и способы настоящего изобретения носят достаточно общий характер и могут эксплуатироваться на разнообразных объектах. Эти применения включают, но не ограничиваются ими, завершения скважин с использованием только сита и завершения с гравийной набивкой, открытые и закрытые скважины, вертикальные и сильно искривленные скважины; просачивающийся или циркулирующий раствор одноразового действия, в котором обрабатывающая жидкость (настоящего изобретения) также выполняет функции жидкого носителя,например, для операции гравийной набивки,совместное применение с гелеобразователем или вязкоупругим поверхностно-активным агентом (например, ClerFRAC) или отдельное применение с разнообразным чистящим инструментарием. Резюмируя сказанное выше, можно отметить, что поскольку проблемы размещения и однородного растворения возникают,практически, в каждом случае, жидкости и способы настоящего изобретения легко применимы в любом случае, где желательно удалять фильтрационную корку со ствола скважины или призабойной зоны в пласте, независимо от причины образования фильтрационной корки: в ходе бурения или в ходе последующих операций (например, в гранулах для контроля жидкостных потерь, операции гравийной набивки, при растрескивании, подкислении матрицы и т.п.). Наконец, жидкости настоящего изобретения представляют собой надежные, экономически выгодные заменители растворов на основеHCl, традиционно используемых для удаления фильтрационной корки. Возможно, основная проблема использования HCl систем (помимо неэффективности в удалении карбонатной фракции фильтрационной корки) заключается в корродирующем действии - коррозии надземных резервуаров для хранения, насосов, трубчатых элементов внутри скважины, используемых для закачки жидкости и корпуса ствола скважины. Более того, недорогостоящий раствор для предотвращения коррозии не является доступным материалом, о чем свидетельствует тот факт, что стоимость ингибиторов коррозии составляет значительную часть общих расходов на обработку по удалению фильтрационной корки(или подкисления матрицы). В большинстве жидкостей настоящего изобретения (не содержащих кислоту) проблема коррозии резко минимизируется. Кроме этого, при использовании жидкостей настоящего изобретения значительно 8 снижаются требования по безопасности персонала и к влиянию на окружающую среду. Краткое описание чертежей На фиг. 1 изображены изменения вязкости различных растворов вязкоупругих поверхностно-активных веществ при времени контакта 100 с-1, через 101 мин при 108F, после добавления К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты, амилазы, персульфата аммония - как по отдельности, так и совместно. Представленные данные демонстрируют, например, что на вязкость вязкоупругих поверхностно-активных веществ незначительно влияет, как добавление 0,5% амилазы, так и добавление 0,5% -амилазы и 28% K2-этилендиаминтетрауксусной кислоты. На фиг. 2 изображено влияние различных комбинаций -амилазы и К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты на реологию вязкоупругих поверхностно-активных веществ (5 об.%): 3%(светлые незаштрихованные прямоугольники). Представленные данные показывают, что добавление в раствор вязкоупругих поверхностноактивных веществ -амилазы незначительно влияет на вязкость раствора вязкоупругих поверхностно-активных веществ при времени контакта 100 с-1, в то время как при добавлении амилазы в VES раствор, к которому добавлены также 28% К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты и KCl, вязкость системы существенно снижается, хотя этого не происходит при заменеKCl на NH4Cl. На фиг. 3 продемонстрировано влияние вязкоупругих поверхностно-активных веществ(5%) на активность дробления корки как ферментом, так и традиционными окислительными брокерами. Белые столбцы представляют собойKCl; (2) без вязкоупругих поверхностноактивных веществ, 1% персульфата аммония,4% KCl. Черные столбцы представляют собой:KCl; (3) вязкоупругие поверхностно-активные вещества, 1% персульфата аммония; (4) вязкоупругие поверхностно-активные вещества, 1% персульфата аммония, 0,1% триэтаноламина, 9 4% KCl. Серые столбцы представляют собой:(5) вязкоупругие поверхностно-активные вещества, 5% капсулированного персульфата аммония, 28% К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты, 4% KCl. Все анализы проводили при 150F. Представленные данные показывают, что вязкоупругие поверхностно-активные вещества понижают, но не полностью нарушают активность дробления корки. На фиг. 4 продемонстрирован эффект действия вязкоупругих поверхностно-активных веществ (5%) на дробители двух типов (амилазу и персульфат аммония), (1) 1% персульфата аммония, без вязкоупругих поверхностно-активных веществ (тонкая серая линия); 1% персульфата аммония, вязкоупругие поверхностно-активные вещества (тонкая черная линия); (2) 0,5% -амилазы без вязкоупругих поверхностно-активных веществ (толстая серая линия), 0,5% -амилазы, вязкоупругие поверхностно-активные вещества (толстая черная линия). Представленные данные показывают, чтоVES совместим с двумя рассматриваемыми дробящими системами. На фиг. 5 продемонстрирован эффект вязкоупругих поверхностно-активных веществ на дробящую активность К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты в отношении корки, 5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ,28% K2-этилендиаминтетрауксусной кислоты(светло-серая линия), 5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ, без К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты (темно-серая линия),без вязкоупругих поверхностно-активных веществ, 28% К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты (черная линия). Представленные данные показывают, что наличие вязкоупругих поверхностно-активных веществ существенно влияет на активность К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты. Фиг. 6 демонстрирует реологию (зависимость скорости сдвига от вязкости) двух различных типов систем вязкоупругих поверхностно-активных веществ (вязкоупругие поверхностно-активные вещества и вязкоупругие поверхностно-активные вещества 1) , система 28% К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты /0,5%-амилазы в 5% вязкоупругих поверхностноактивных веществ при 125F (светлые треугольники) в сравнении с аналогичными системами(темные треугольники), 5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ 1 при 140F (ромбы). Представленные данные показывают, что на реологию различных вязкоупругих поверхностно-активных веществ незначительно влияет добавление системы К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты/-амилаза. Фиг. 7 идентична фиг. 6, за исключением того, что систему тестировали при 200F вместо 125F. Полученные данные демонстрируют статистически незначимое различие в активностях систем, исследованных при 125 и 200F. Фиг. 8 демонстрирует зависимость вязкости (при 170 с-1) 3% раствора вязкоупругих поверхностно-активных веществ при 80F от концентрации HCl. Из представленных данных следует, что при концентрации HCl выше 15% (в интервале 15-25%) вязкость раствора понижается, но ниже указанного значения кислота не влияет на стабильность вязкоупругих поверхностно-активных веществ. На фиг. 9 приведено сравнение действия-амилазы и персульфата аммония в растворах 5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ/28% К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты, 0,5% -амилазы (черная линия с крестиками), раствора без полимерного брекера (серая линия), 1% персульфата аммония (черная линия). Представленные данные демонстрируют более высокую активность -амилазы по сравнению с персульфатом аммония в системе вязкоупругих поверхностно-активных веществ /К 2 этилендиаминтетрауксусной кислоты. На фиг. 10 приведено сравнение действия различных солей на реологию системы 5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ + 27,3% К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты; 4% хлористого калия (без К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты) (крестики); 3% хлористого аммония (кружки) (без К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты); 4% хлористого калия(плоские блоки). Представленные данные показывают, что K2-этилендиаминтетрауксусная кислота не оказывает существенного влияния на вязкость 5% системы вязкоупругих поверхностно-активных веществ. На фиг. 11 приведены данные по сравнению времен разрушения (деградация фильтрационной корки) для трех различных систем: 15% HCl (ромбы), 9% муравьиной кислоты(квадраты) и 28% К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты. Представленные данные показывают, что система на основе HCl разрушает фильтрационную корку быстрее двух других систем. На фиг. 12 показано действие -амилазы на разрушающую активность корки в системе 11 К 2-этилендиаминтетрауксусная кислота/вязкоупругие поверхностно-активные вещества. Используемые системы представляют собой слепую контрольную систему (ромбы), только К 2 этилендиаминтетрауксусная кислота/вязкоупругие поверхностно-активные вещества (квадраты) и К 2-этилендиаминтетрауксусная кислота/вязкоупругие поверхностно-активные вещества с -амилазой. Представленные данные показывают, что добавление фермента значительно усиливает утечку (ответственную за деградацию фильтрационной корки) и что этот эффект реализуется очень быстро (1 мин). На фиг. 13 демонстрируется сравнение двух систем по их способности разрушать фильтрационную корку. Эти системы представляют собой только К 2-этилендиаминтетрауксусную кислоту (ромбы) и К 2-этилендиаминтетрауксусную кислоту с -амилазой (квадраты). Из представленных данных следует, что более полное разрушение происходит в присутствии системы К 2-этилендиаминтетрауксусная кислота/-амилаза (примерно через 500 мин). На фиг. 14 представлены сравнительные данные по остаточной проницаемости для 5% вязкоупругой поверхностно-активной системы в 3% NH4Cl (2 ч, давление 300 фунт/дюйм 2 (21 кг/см 2), 150F) при добавлении различных брокеров, представляющих собой, слева направо: отсутствие добавок, только вязкоупругих поверхностно-активных веществ, только 28% К 2 этилендиаминтетрауксусной кислоты; 14% К 2 этилендиаминтетрауксусной кислоты; 28%; 28%K2-этилендиаминтетрауксусной кислоты с рН 5,5; 28% K2-этилендиаминтетрауксусной кислоты + 0,5% -амилазы; и 0,5% -амилазы. Из приведенных данных следует, что система,представляющая собой К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты + -амилазу обеспечивает превосходное сохранение проницаемости. Описание предпочтительных вариантов выполнения Центральной, хотя и не исключительной сферой настоящего изобретения является набор жидких композиций и способов для удаления обезвоженного бурового раствора (т.е. фильтрационной корки). Как правило, жидкости, выполняющие такие функции, обозначают, как"завершающие жидкости". Общей характеристикой предпочтительных технических решений(завершающих жидкостей) настоящего изобретения является тот факт, что они специально, но не исключительно, оптимизированы на предмет деградации/удаления фильтрационной корки бурового раствора, полученной из некоторых типов бурильного раствора - бурильной жидкостной системы, известной под торговым названием STARDRILL. Основными компонентами 12 Жидкости настоящего изобретения созданы на основе многочисленных критериев, двумя основными из которых служат (1) реология, т.е. обеспечение такой реологии жидкости при температуре циркуляции в забое скважины, которая удовлетворяет приемлемым граничным условиям (например, обладает достаточной вязкостью для подачи гравия) в широком интервале скоростей сдвига; и (2) откачка скважины до получения чистой нефти, т.е. обеспечение эффективности рецептур при удалении фильтрационной корки при минимизации повреждений пласта и без нежелательного взаимодействия с одновременным завершением скважины (например,способом гравийной набивки). Кроме этого, любой дизайн таких систем,объединяющий фермент с другими брокерами,должен обеспечивать окна изменяющейся активности различных брекeров, особенно в связи с тем, что некоторые ферменты представляют собой высоко рН- и температурно-чувствительные материалы. Пример 1. Стабильность вязкоупругих поверхностно-активных систем в присутствии разрушающих агентов. Цель настоящего изобретения состоит в разработке новых жидкостей, предназначенных для разрушения фильтрационной корки, которые также выполняют функции жидких носителей связанные с другими обработками скважин,особенно, с операциями гравийной набивки. В случае операций гравийной набивки, жидкий носитель должен обладать вязкостью для транспортировки гравия. Таким образом, в этом смысле, вязкоупругие поверхностно-активные системы являются предпочтительными объектами. Применение вязкоупругих поверхностноактивных веществ в качестве жидкостей для обработки скважин было признано обоснованным в многочисленных реальных операциях обработки скважин. Жидкости для обработки скважин на основе вязкоупругих поверхностноактивных веществ являются предметом многочисленных патентов и заявок на патенты, автором которых является Schlumberger, на полное содержание которых ссылаются в настоящем описании. В качестве примеров таких патентных документов можно указать: патент США 5258137, Viscoelastic surfactant based foam fluids,выданный на имя Schlumberger Technology corporation, 1993; патент США 5551516, Hydraulic fracturing process and compositions, Schlumberger Technology corporation, 1996; заявка на патент США 08/727877, Methods of fracturingTechnology corporation от 9 октября 1996; заявка на патент США с 08/865137, Methods for limiting the inflow of formation water and for stimulating subterranean formations, на имя Schlumberger Technology corporation от 29 мая 1997; заявка на патент США с 09/166658, Methods of frac 13turing subterranean formations, на имя Schlumberger Technology corporation от 5 октября 1998. В следующих ниже примерах наиболее часто используемая вязкоупругая поверхностноактивная система представляет собой хлористыйN-эруцил-N,N-бис(2-гидроксиэтил)-N-метил аммоний). Кроме этого, реальная вязкоупругая поверхностно-активная система, применяемая в примерах, содержит 25% изопропанола для повышения стабильности вязкоупругой поверхностно-активной системы при низких температурах. В некоторых случаях, используют вторую вязкоупругую поверхностно-активную систему,обозначаемую, как вязкоупругая поверхностноактивная система 1, которая содержит глицериловые эфиры жирных кислот, 23,5% эруковой кислоты (С 22 с одной двойной связью), 32% олеиновой кислоты (C18 с одной двойной связью) и 44,5% линолевой кислоты (C18 с тремя двойными связями разделенными метиленовыми группами). Следует отметить, что указанные выше вязкоупругие поверхностно-активные системы полностью совместимы не только с обычной водопроводной водой, но и с морской водой. Таким образом, термин "вязкоупругое поверхностно-активное вещество" относится к вязкоупругим поверхностно-активным системам,приготовленным на основе морской воды помимо обычной воды. Вязкоупругие поверхностно-активные системы, приготовленные на основе морской воды, описаны и раскрыты в заявке на патент США с серийным 09/166658, Methods of fracturing subterranean formations, от 5 октября 1998 на имя Schlumberger Technology corporation. На полное содержание этой заявки ссылаются в настоящем описании и в особенности на ее часть, в которой раскрывается применимость вязкоупругих поверхностно-активных веществ, полученных из морской воды. Следующие ниже экспериментальные результаты иллюстрируют факт сохранения стабильности (вязкости) вязкоупругих поверхностно-активных систем при добавлении разрушителей (как самих по себе, так и в комбинации с другими материалами) настоящего изобретения. Следующий ниже экспериментальный протокол соблюдался для экспериментальных данных, собранных и представленных в следующих примерах. Прежде всего, песчаный керн взвешивали, затем насыщали рассолом (до смачивания водой) и снова взвешивали. На основании этих измерений определяли объем пор. Далее, керн нагревали до температуры испытания (150F). Затем, через керн с фильтрационной коркой, под давлением 10 фунт/д 2, (0,7 кг/см 2), пропускали керосин в количестве равном 100 объемам пор. Целью такой обработки является заполнение пор углеводородом. После этого исследовали проницаемость песчаного 14 керна керосином. Далее, керосин сливали и на керне, под давлением 300 фунт/дюйм 2 (21 кг/см 2) в течение 1 ч, применяли 125 мл бурового раствора STARDRILL. Цель этой операции состоит в создании сверхравновесных условий существующих внутри типичного ствола скважины; следовательно, жидкость STARDRILL"форсировано вводят" в керн для имитации утечки. Через час, избыточное количествоSTARDRILL сливали и керн промывали рассолом. Далее, керн с покрытием из фильтрационной корки обработанной STARDRILL на 2 ч приводили в контакт с рядом очищающих растворов взятых в количестве 100 мл при давлении 300 фунт/дюйм 2 (21 кг/см 2) (с целью стимуляции, например, типичной операции гравийной набивки). Например, как следует из данных,представленных на фиг. 14, каждый очищающий раствор состоял из матрицы, представляющей собой 5% VES, в 3% NH4Cl. В качестве таких растворов применяли (слева направо на фиг. 14): обратно направленный (для воссоздания условий работающей скважины без применения какого-либо очищающего раствора) слепой(только VES), 28% K2-этилендиаминтетрауксусной кислоты; 14% K2-этилендиаминтетрауксусной кислоты; 28% К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты при рН 5,5; 28% K2 этилендиаминтетрауксусной кислоты + 0,5% амилазы; и 0,5% -амилазы. В каждом случае количество очищающего раствора, контактирующего с песчаным керном, составляло 100 мл. Через два часа определяли объемы утечки; остаточную проницаемость керосином измеряли при температуре опыта. При приготовлении брокеров в вязкоупругой поверхностно-активной матрице ни одна из жидкостей не приводила к седиментации или разделу фаз; однако, в том случае, когда рН VES в 28% К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты увеличивали до значений выше 11, наблюдалось образование белого воскообразного вещества. По-видимому, при таких высоких значениях рН этилендиаминтетрауксусной кислоты-комплекс взаимодействует с поверхностно активными веществами и змееобразной мицеллярной структурой в вязкоупругой поверхностноактивной системе. Вязкость исследуемых систем измеряли с использованием скатов по стандарту Американского нефтяного института при 180F (при 100 с-1). Источником вязкоупругого характера и высокой низкосдвиговой вязкости растворов на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ является змееподобная мицеллярная структура, формируемая поверхностно-активными агентами (4% KCl или 3%NH4Cl). Введение брокеров фильтрационной корки может оказывать влияние на такую мицеллярную структуру и, следовательно, на реологическое поведение растворов вязкоупругих 15 поверхностно-активных веществ. Это явление может иметь место либо в результате реакции добавки с поверхностно-активной молекулой,вязкоупругого поверхностно-активного вещества или в результате взаимодействия добавленного этого вещества с мицеллярной структуройClearFrac. Далее обсуждаются полученные результаты. На фиг. 1 представлен обзор вязкостей, измеренных для 5% растворов вязкоупругих поверхностно-активных веществ в присутствии различных добавок. Полученные значения соответствуют 100 с-1 после среза образца при 100 с-1 в течение 101 мин. Значения вязкостей рассчитывали на основании измерений в стандарте Американского нефтяного института, используемых в этой точке. Полученные данные показывают, что вязкость вязкоупругих поверхностно-активных веществ (и, возможно, микроскопическая мицеллярная структура) не испытывают сильного влияния от добавления как этилендиаминтетрауксусной кислоты, так и амилазы, или двух таких брокеров одновременно. На фиг. 2 представлены родственные данные. Здесь показан эффект добавления крахмалразрушающего фермента - -амилазы на реологию вязкоупругих поверхностно-активных веществ. Согласно данным представленным на фиг. 2, добавление -амилазы к раствору вязкоупругих поверхностно-активных веществ в рассоле незначительно влияет на вязкость вязкоупругих поверхностно-активных веществ при 100 с-1. В тоже время, при добавлении -амилазы к вязкоупругим поверхностно-активным веществам в насыщенном растворе этилендиаминтетрауксусной кислоты/КСl, вязкость значительно понижается. Удивительно, что этот эффект не проявляется при использовании насыщенного раствора этилендиаминтетрауксусной кислоты/NН 4 Сl. Повторение обоих тестов дало аналогичные результаты. На фиг. 6 продемонстрировано влияние добавления 28% К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты и 4% КСl (при 125F, если не указано особо) на реологию вязкоупругих поверхностно-активных веществ систем. Эти данные показывают, что реология вязкоупругих поверхностно-активных веществ несущественно зависит от добавления как К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты, так и -амилазы, или обоих веществ одновременно. На фиг. 7 представлены аналогичные данные, полученные при повышенных температурах. Кроме этого, обе указанные фигуры демонстрируют тот факт, что, как 5% вязкоупругое поверхностно-активное вещество (короткоцепочечный) при 140F, так и 1,5%(длинноцепочечный) вязкоупругое поверхностно-активное вещество при 75F являются компетентными жидкими носителями для гравийной набивки. Следовательно, в соответствии с 16 настоящим изобретением, появляется возможность формирования жидких носителей для гравийной набивки, содержащих брокеры фильтрационной корки при 125 и 150F, обладающие аналогичными реологическими свойствами. На фиг. 8 продемонстрировано влияние различных концентраций HCl на вязкость 3% вязкоупругой поверхностно-активной системы при 80F. Как следует из представленных данных, вязкость слабо зависит от концентрацииHCl в интервале 5-15%, после чего наблюдается ее значительное уменьшение. Наконец на фиг. 10 приведены сравнительные данные по влиянию различных солей(салицилат натрия, KCl и NH4Cl) на реологию 5% вязкоупругой поверхностно-активной системы. Представленные данные убедительно демонстрируют, что К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты (с концентрацией до 28%, которая примерно соответствует пределу растворимости этилендиаминтетрауксусной кислоты в воде) не оказывает существенного влияния на вязкость 5% вязкоупругой поверхностно-активной системы. Кроме этого, из этих данных следует, что ни KCl, ни NH4Cl не оказывают влияния на реологию 5% вязкоупругой поверхностно-активной системы; однако, салицилат натрия, даже при низких концентрациях (0,5%) сильно влияет на вязкость вязкоупругой поверхностно-активной системы в присутствии этилендиаминтетрауксусной кислоты (снижение вязкости, примерно,на 40%). Из представленных данных вытекают две серии наиболее предпочтительных технических решений. Это жидкости для завершения скважин, содержащие, как -амилазу, так и этилендиаминтетрауксусную кислоту, в присутствие или отсутствие вязкоупругих поверхностноактивных веществ. Если вязкоупругие поверхностно-активные вещества используют в качестве матрицы, то предпочтительной солью является NH4Cl с концентрацией 3%. Таким образом, одна из наиболее предпочтительных жидкостей для завершения скважин настоящего изобретения содержит: 5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ, 0,5% -амилазы,и 28% К 2-этилендиаминтетрауксусную кислоту в 4% растворе NH4Cl. Другой особенно предпочтительной жидкостью является система, содержащая: 0,5% -амилазы и 28% К 2-EDTA в 4% солевом растворе (тип соли не имеет решающего значения в случае неиспользования вязкоупругих поверхностно-активных веществ). Не намереваясь ограничиваться конкретным предложенным механизмом, авторы считают, что комбинация хелатирующего агента и фермента (например, К 2-этилендиаминтетрауксусную кислоту и -амилазы) проявляет синергетическое действие в отношении разрушения фильтрационной корки, состоящей из крахмала и кальцита. В более конкретном плане, 17 крахмальный полимер и кальцит находятся в комплексной конфигурации, например, полимер покрывает частицы кальцита. Разрушающее вещество, воздействующее главным образом на полимер (например, фермент) просто разрушает покрытие частиц, на затрагивая сами частицы. Аналогичным образом, разрушающее вещество,воздействующее главным образом на частицы кальцита с трудом достигают состояния контакта с ними вследствие наличия полимерного покрытия; следовательно, наблюдаемая синергетическая активность обусловлена действием жидкой комбинации из фермента и хелатирующего агента. Назначение идеальной жидкости для завершения скважин состоит в том, чтобы она в максимально возможной степени разрушала фильтрационную корку, в то же время обеспечивая высокую остаточную проницаемость. Таким образом, жидкость для завершения скважин, обеспечивающая максимальное разрушение фильтрационной корки, но оставляющая частицы фильтрационной корки внедренными в ствол скважины, является неэффективной системой, поскольку в этом случае остаточная проницаемость будет низкой. Поэтому, разрушение должно осуществляться гладко и полностью т.е. приводить в результате к образованию мелких частиц, не способных закупоривать ствол скважины, но способных удаляться с циркулирующей промывной жидкостью или добываться с углеводородом. Пример 2. Активность брокера в вязкоупругих поверхностно-активных системах. Приведенный выше пример в полной мере демонстрирует, что вязкоупругие поверхностноактивные системы являются устойчивыми - т.е. их вязкость существенно не меняется в присутствии брокеров настоящего изобретения (например, HCl, муравьиной и уксусной кислот,ферментов, и хелатирующих агентов). Этот пример также демонстрирует, что вязкоупругая поверхностно-активная матрица не оказывает существенного влияния на активность брокеров- т.е. на разрушающую способность в отношении фильтрационной корки. Фиг. 3 демонстрирует влияние вязкоупругих поверхностно-активных веществ (5%) как на активность фермента (-амилаза), так и традиционного окислительного брокера (растворенный и закапсулированный персульфат аммония). Полученные данные показывают, что вязкоупругие поверхностно-активные вещества ингибирует активность брокеров с доказанной эффективностью действия. Как следует из фиг. 4, данные, представленные на фиг. 3, следует квалифицировать путем оценки временной зависимости рассматриваемых систем. Фиг. 4 демонстрирует, что вязкоупругие поверхностно-активные вещества действительно повышают активность 002585 18 амилазы в течение, примерно, 65 минутного испытания. На фиг. 5 представлены результаты, касающиеся системы К 2-этилендиаминтетрауксусной кислоты (в присутствии и отсутствие 5% вязкоупругих поверхностно-активных веществ). Представленные результаты показывают, что VES действительно оказывает существенное влияние на активность этилендиаминтетрауксусной кислоты. Пример 3. Характеристики жидкостей для завершения скважин настоящего изобретения. В результате демонстрации того факта, что различные разрушающие агенты (например,кислоты, ферменты и хелатирующие агенты), по отдельности или в комбинациях, обладают эффективностью в растворах вязкоупругих поверхностно-активных веществ (а также в растворах, не содержащих вязкоупругих поверхностно-активных веществ), а также по степени влияния VES на рассматриваемые агенты, возникает возможность более подробной демонстрации преимуществ растворов для завершения скважин настоящего изобретения. Цель настоящего примера состоит в демонстрации того, что некоторые рецептуры настоящего изобретения обладают преимуществами в удалении фильтрационной корки по сравнению с традиционными системами. Методику эксперимента в этом примере тщательно разрабатывали таким образом, чтобы как можно ближе имитировать реальные условия в, выбранном в качестве примера, смоченном водой,насыщенным нефтью песчаном пласте. На фиг. 9 представлены данные по сравнению влияния -амилазы относительно окислительного брокера (персульфата аммония) в системе вязкоупругое поверхностно-активное вещество/К 2- этилендиаминтетрауксусная кислота(5% вязкоупругое поверхностно-активное вещество, 28% K2-этилендиаминтетрауксусная кислота, 4% KCl). Полученные данные показывают, что система фермент + этилендиаминтетрауксусная кислотa несомненно превосходит систему окислитель + этилендиаминтетрауксусная кислота. Полученные данные являются неожиданными, поскольку в то время как действие этилендиаминтетрауксусной кислоты направлено на разрушение кальцитной фракции фильтрационной корки, действие окислителя и амилазы направлено на разрушение полимерной части. Поэтому, обе бинарные системы являются полными в том плане, что они содержат брекер для каждой из двух фракций, составляющих фильтрационную корку и, следовательно, можно было ожидать сравнимых скоростей(или степеней) удаления фильтрационной корки. На фиг. 11 приведены сравнительные данные по температурной зависимости активности(время разрушения) 15% HCl, муравьиной ки 19 слоты и 28% K2-этилендиаминтетрауксусной кислоты в 5% вязкоупругих поверхностноактивных веществ. Как следует из фиг. 11, система этилендиаминтетрауксусной кислоты существенно улучшает кислотные системы, особенно в области низких температур. На фиг. 12 и 13 приведено сравнение активностей этилендиаминтетрауксусной кислоты системы и системы этилендиаминтетрауксусной кислоты/-амилаза в вязкоупругих поверхностно-активных веществах (фиг. 12) и без вязкоупругих поверхностно-активных веществ (фиг. 13). Сравнение двух рассматриваемых фигур показывает, что система, содержащая только этилендиаминтетрауксусную кислоту, действительно усиливается в присутствии вязкоупругих поверхностно-активных веществ, хотя этот эффект не наблюдается примерно до 90 мин. Фиг. 12 подтверждает более ранние данные, демонстрирующие преимущества системы хелатирующий агент/фермент по сравнению с действием одного хелатирующего агента. Как следует из фиг. 12, этот эффект проявляется очень быстро - менее чем за одну минуту. Данные по утечке, представленные на фиг. 14, согласуются с данными, представленными на фиг. 12. Хотя значительно более важным моментом является то, что на фиг. 14 показано, что система этилендиаминтетрауксусная кислота/амилаза обеспечивает наивысшее сохранение проницаемости - выше 90% по сравнению с системой, содержащей только этилендиаминтетрауксусную кислоту, обеспечивающей величину остаточной проницаемости немногим выше 80%. Таким образом, продемонстрировано, что система настоящего изобретения вязкоупругого поверхностно-активного вещества/ этилендиаминтетрауксусной кислоты/-амилаза превосходит традиционные очищающие рецептуры по обеим релевантным координатам сравнения: утечке и остаточной проницаемости. Более того,представленные ранее результаты (например,данные фиг. 4 для -амилазы; данные фиг. 5 для вязкоупругого поверхностно-активного вещества) показывают, что вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой надежный жидкий носитель для системы этилендиаминтетрауксусная кислота/-амилаза. Аналогичным образом, как следует из результатов,представленных на фиг. 1 и 2, активность системы этилендиаминтетрауксусная кислота/амилаза, не оказывает существенного влияния на характеристики вязкоупругой поверхностноактивной матрицы (например, на вязкость). Наконец, для опытного конструктора в области таких обработок очевидно, что в жидких композициях настоящего изобретения могут использоваться не только этилендиаминтетрауксусная кислота, но и другие хелатирующие агенты. Релевантными параметрами для выбора жидкости могут служить константа растворения 20 кальцита (или другого минерала) (термодинамический параметр), константы диссоциации протона (также термодинамические параметры) и кинетические параметры. Специалист в данной области техники сможет сделать вывод о поведении других хелатирующих агентов в результате сравнения указанных параметров для этилендиаминтетрауксусной кислоты с соответствующими параметрами рассматриваемого хелатирующего агента. Систематическое исследование кинетики растворения кальцита с помощью различных хелатирующих агентов(1998). На эту статью целиком ссылаются в настоящем описании. Пример 4. Специальные применения. Жидкости и способы настоящего изобретения являются достаточно общими объектами и они могут эксплуатироваться при различных начальных условиях. Поскольку проблема размещения и однородного растворения присутствует практически в каждом случае, жидкости и способы настоящего изобретения легко применимы к любому применению, согласно которому желательно удалять фильтрационную корку со ствола скважины или призабойной области в пласте, независимо от того, образуется ли фильтрационная корка в ходе бурения или в ходе других операций после бурения (например,в колонках для контроля водоoтдачи, операции гравийной набивки, при растрескивании, подкислении матрицы и т.п.). Жидкости и способы настоящего изобретения могут применяться в широком интервале окружающих условий,включающих следующее: завершения скважин только с помощью сита и завершения методом гравийной набивки; открытые и закрытые скважины; вертикальные и значительно наклоненные скважины; одностадийная просачивающаяся жидкость или циркулирующая жидкость, в которой обрабатывающая жидкость (настоящего изобретения) служит также жидким носителем, например, для операции гравийной набивки; совместное использование с таким гелеобразующим агентом, как вязкоупругое поверхностно-активное вещество (например, ClearFRAC) или отдельное применение; применение с большим числом очищающих инструментов и использованием нетрадиционных технологий (например. Mobile's alternate path technology, см., например, L.G. Jones с сотр., Gravel packing horizontal wellbores withleak-off using sbunts, SPE 386640, причем на эту работу целиком ссылаются в настоящем описании); или 21 совместное использование с другими жидкими добавками (например, противокоррозионными присадками) или растворительными компонентами (например, окислителями). Одной из таких специальных установок, в которой могут использоваться жидкости настоящего изобретения, является особый тип операции гравийной набивки, известный как"ALLPACK" или Alternate path technology. (Используемый в тексте термин гравийная набивка относится к обработкам, включающим технологию ALLPACK. Эта технология раскрыта в ряде патентов, каждый из которых выдан на имяgravel packing wells (1990). На каждый из указанных выше патентов ссылаются в настоящем описании. Важность технологии ALLPAC для растворов и технологий настоящего изобретения трудно переоценить. Без ALLPAC гравийная набивка с помощью вязкого жидкого носителя чрезвычайно затруднена и в некоторых случаях невозможна. Сито ALLPAC состоит из шунтовых труб, которые обеспечивают легкое перетекание вязкой жидкости через отверстия сита в определенное место. Кроме этого, доскональная дискуссия по поводу удаления фильтрационной корки совместно с операциями по регулированию добычи песка в открытых горизонтальных скважинах приведена в статье С. Price-Smith с сотр., Openhole horizontal well clenup in sand control completions: State of the art in field practice and laboratory development, SPE 50673 (1998). На эту статью целиком ссылаются в настоящем описании. Технология ALLPAC включает новое фильтрующее устройство для гравийной набивки, содержащее шунт-трубы или чередующиеся траектории потока, присоединенные к краям сита. Такие шунтовые трубы обеспечивают эффективную гравийную набивку в результате устранения закупорки (или более точно, обеспечивая поток жидкости вокруг закупоренной зоны), в результате чего даже длинные горизонтальные секции могут подвергаться гравийной набивке даже при высоких значениях 22 водоотдачи. Поэтому, при использовании жидкостей настоящего изобретения совместно с технологией ALLPAC, возможна реализация нового способа. Согласно такому способу,фильтрационная корка легко счищается в ходе операции гравийной набивки, поскольку водоотдача (утечка) не оказывает существенного влияния на качество гравийной набивки. Таким образом, время бурения существенно снижается в результате объединения операций по удалению фильтрационной корки и обработки методом гравийной набивки. Разумеется, что объединенные обработки,включающие гравийную набивку/удаление фильтрационной корки с использованием жидкостей настоящего изобретения и технологииALLPAC обеспечивают экономически эффективный способ завершения скважин. В результате объемного испытания с использованием единственной шунтовой трубы, помещенной на стороне фильтра с щелевидным отверстием с использованием вязкоупругого поверхностноактивного вещества была заполнена общая длина в 2000 футов (610 м). В ходе указанного теста, было установлено, что использование гравия 40/60 (примерно 50 дарси) достаточно для отклонения потока в сторону шунтовой трубы. Следует отметить, что в данном случае утечка игнорируется, что является другим существенным преимуществом технологии ALLPAC, поскольку ее реализация включает использование жидкостей и способов настоящего изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Жидкость для завершения скважины,предназначенная для разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины, содержащая вязкоупругое поверхностноактивное вещество и фермент. 2. Жидкость для завершения скважины по п.1, в которой фермент выбирают из группы,состоящей из -амилазы и -амилазы. 3. Жидкость для завершения скважины по п.1, в которой вязкоупругое поверхностноактивное вещество представляет собой хлористый N-цис-13-докозеноик-N,N-бис(2-гидроксиметил)-N-метил аммоний. 4. Жидкость для завершения скважины по п.2, в которой -амилаза присутствует с концентрацией в интервале 0,05-1,5%. 5. Жидкость для завершения скважины по п.4, в которой -амилаза присутствует с концентрацией около 0,5%. 6. Жидкость для завершения скважины по п.3, в которой вязкоупругое поверхностноактивное вещество присутствует с концентрацией в интервале 0,5-7%. 7. Жидкость для завершения скважины по п.6, в которой вязкоупругое поверхностноактивное вещество присутствует с концентрацией около 5%. 23 8. Жидкость для завершения скважины по п.7 дополнительно включающая соль, выбранную из группы, состоящей из 4% KCl и 3%NH4Cl. 9. Жидкость для завершения скважины по п.8, в которой указанная соль представляет собой NH4Cl. 10. Жидкость для завершения скважины по п.8, дополнительно содержащая изопропанол,при этом изопропанол и вязкоупругое поверхностно-активное вещество присутствуют в жидкости в соотношении около 1:4. 11. Жидкость для завершения скважины,предназначенная для разрушения фильтрационной корки, содержащая вязкоупругое поверхностно-активное вещество, фермент и хелатирующий агент, в котором вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой хлористый N-цис-3-3-докозеноик-N,N-бис(2-гидроксиметил)-N-метиламмоний, а фермент выбирают из группы, состоящей из -амилазы и амилазы. 12. Жидкость для завершения скважины по п.11, в которой хелатирующий агент выбирают из группы, состоящей из 1-гидроксиэтилидена 1, 1-дифосфоновой кислоты-1, аминотри(метиленфосфоновой кислоты), триэтилентетрааминпентаметиленфосфоновой кислоты, этилендиаминтетрауксусной кислоты, циклогександиаминтетрауксусной кислоты, диэтилендиаминпентауксусной кислоты и нитрилотриуксусной кислоты. 13. Жидкость для завершения скважины по п.12, в которой хелатирующий агент представляет собой этилендиаминтетрауксусную кислоту. 14. Жидкость для завершения скважины по п.13, в которой этилендиаминтетрауксусная кислота присутствует с концентрацией около 28%. 15. Жидкость для завершения скважины по п.14, в которой -амилаза, вязкоупругое поверхностно-активное соединение и этилендиаминтетрауксусная кислота присутствуют с концентрациями 0,5, 5 и 28% соответственно. 16. Жидкость для завершения скважины,предназначенная для разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины, содержащая кислоту и вязкоупругое поверхностно-активное вещество, представляющее собой хлористый N-цис-13-докозеноикN,N-бис(2-гидроксиметил)-N-метиламмоний. 17. Жидкость для завершения скважины по п.16, в которой кислота представляет собой муравьиную кислоту. 18. Жидкость для завершения скважины по п.16, в которой муравьиная кислота присутствует с концентрацией в интервале 3-7%. 19. Жидкость для завершения скважины по п.16, дополнительно содержащая ингибитор коррозии. 24 20. Жидкость для завершения скважины по п.16, дополнительно содержащая соль, выбранную из группы, состоящей из КСl и NH4Cl. 21. Жидкость для завершения скважины по п.19, в которой соль присутствует в растворе с концентрацией в интервале 1-5%. 22. Жидкость для завершения скважины по п.16, в которой вязкоупругое поверхностноактивное вещество присутствует с концентрацией в интервале 3-7%. 23. Жидкость для завершения скважины по п.20, в которой вязкоупругое поверхностноактивное вещество, NH4Cl и муравьиная кислота присутствуют с концентрацией около 4% для каждого компонента. 24. Жидкость для завершения скважины,предназначенная для разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины, содержащая хелатирующий агент и амилазу. 25. Жидкость для завершения скважины по п.24, дополнительно содержащая вязкоупругое поверхностно-активное вещество. 26. Жидкость для завершения скважины по п.25, в которой вязкоупругое поверхностноактивное вещество представляет собой хлористыйN-цис-13-докозеноик-N,N-бис(2-гидроксиметил)-N-метил аммоний. 27. Жидкость для завершения скважины по п.24, в которой хелатирующий агент выбирают из группы, состоящей из 1-гидроксиэтилидена 1, 1-дифосфоновой кислоты-1, аминотри(метиленфосфоновой кислоты), ТТРМР, этилендиаминтетрауксусной кислоты, циклогександиаминтетрауксусной кислоты, диэтилендиаминпентауксусной кислоты и нитрилотриуксусной кислоты. 28. Жидкость для завершения скважины по п.27, в которой хелатирующий агент представляет собой этилендиаминтетрауксусную кислоту. 29. Жидкость для завершения скважины по п.28, в которой этилендиаминтетрауксусная кислота присутствует с концентрацией около 28%. 30. Жидкость для завершения скважины по п.2, в которой этилендиаминтетрауксусная кислота присутствует с концентрацией около 28%. 31. Жидкость для завершения скважины по п.24, в которой -амилаза присутствует с концентрацией в интервале 0,05-1,0%. 32. Жидкость для завершения скважины по п.31, в которой -амилаза присутствует с концентрацией около 0,5%. 33. Жидкость для завершения скважины по п.32, дополнительно содержащая соль, выбранную из группы, состоящей из хлористого калия(KCl) и хлористого аммония (NH4Cl), причем соль присутствует в жидкости с концентрацией в интервале 3-5%. 34. Способ разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины 25 совместно с операцией гравийной набивки, содержащий циркуляцию через скважину жидкости по любому из пп.1-33. 35. Способ разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины совместно с операцией гравийной набивки, содержащий нагнетание в скважину жидкости по любому из пп.1-33. 36. Способ по п.34, дополнительно содержащий стадию первоначального нагнетания в скважину жидкости для предварительной промывки. 37. Способ по п.36, в котором используют жидкость для предварительной промывки, состоящую в основном из раствора анионного поверхностно-активного вещества. 38. Способ одностадийной пропитки для разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины, содержащий нагнетание в ствол скважины жидкости по любому из пп.1-33 и обеспечение контакта указанной жидкости со стволом скважины. 39. Способ разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины,содержащий нагнетание в ствол скважины и последующую циркуляцию через него жидкости по любому из пп.1-33. 40. Способ по п.38, дополнительно содержащий стадию первоначального нагнетания в скважину жидкости для предварительной промывки. 41. Способ по п.39, дополнительно содержащий стадию первоначального нагнетания и 26 циркуляции через скважину жидкости для предварительной промывки. 42. Способ по п.38, в котором жидкость для завершения скважины на 24-128 ч приводят в контакт со стволом скважины. 43. Жидкость для завершения скважины,предназначенная для разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины, содержащая вязкоупругое поверхностноактивное вещество, -амилазу и этилендиаминтетрауксусную кислоту, присутствующие в жидкости примерно в следующих концентрациях: 5, 0,5 и 28% соответственно. 44. Жидкость для завершения скважины по п.43, дополнительно содержащая NH4Cl с концентрацией около 4%. 45. Жидкость для завершения скважины,предназначенная для разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины, содержащая -амилазу и этилендиаминтетрауксусную кислоту, при этом -амилаза присутствует в жидкости с концентрацией в интервале 0,1-1,5%, а этилендиаминтетрауксусная кислота присутствует в жидкости с концентрацией в интервале 5-28%. 46. Жидкость для завершения скважины по п.45, дополнительно содержащая 1-10% соли. 47. Способ разрушения фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины совместно с операцией гравийной набивки, содержащий нагнетание в скважину жидкости по любому из пп.43-46.