Композиции и способы контроля фильтрации в эксплуатационных жидкостях для буровых скважин на основе поверхностно-активных веществ

1 Изобретение относится к разработке буровых скважин, особенно к бурению, заканчиванию и возбуждению углеводородных скважин, и в особенности к флюидам и способам бурения или вскрытия продуктивного пласта с минимальной фильтрацией в донные наносы или в продуктивный слой, гидравлического разрыва подземного пласта с минимальной фильтрацией в пласт во время разрыва или к заполнению гравием скважинного фильтра подземного пласта с минимальной фильтрацией жидкости в пласт при заполнении скважины гравийным фильтром. Углеводороды (нефть, природный газ и т.д.) добывают из подземных геологических пластов путем бурения скважины, которая проходит через углеводородсодержащий пласт. Бурение обеспечивает частный путь для потока углеводорода, чтобы он достигал поверхности. Для того, чтобы добыть углеводород, должен быть достаточно беспрепятственный путь для потока от пласта к стволу скважины. Этот путь для потока проходит через горную породу пласта, которая имеет поры достаточного размера,пропускной способности и в количестве, чтобы обеспечить подземный канал для перемещения углеводорода через пласт. Одна из причин низкой добычи состоит в том, что пласт является по природе плотным(имеет низкую проницаемость), то есть узкие проходы пор являются такими маленькими, что углеводород перемещается в направлении ствола буровой скважины очень медленно. Альтернативно, или в сочетании, пласт или буровая скважина могут быть испорченными, например, из-за дегидратации бурового раствора или раствора для вскрытия пласта; присутствия некоторых типов углеводородов, например, восков и асфальтенов; и наличия неорганической окалины. Обычным результатом в обоих случаях(испорченный и плотный пласт) является низкая проницаемость. Технологии, реализуемые при добыче углеводородов с целью повышения чистой проницаемости пласта, называют возбуждением притока пластового флюида. По существу, можно осуществить возбуждение притока пластового флюида путем: (1) нагнетания химикатов в ствол скважины и/или в пласт для взаимодействия с повреждением и растворением его; (2) пропускания химикатов через ствол скважины и в пласт для взаимодействия с небольшими частями пласта и растворения их с целью создания альтернативных проходов для углеводородов(таким образом, не для удаления повреждений, а для перенаправления мигрирующего углеводорода вокруг или через повреждение); (3) нагнетания в ствол скважины химикатов, которые будут вступать в контакт с фильтрационной коркой бурового раствора или жидкости для вскрытия пласта, которая располагается по всей рабочей поверхности скважины, удаляя таким 2 образом фильтрационную корку с поверхности ствола скважины; или (4) пропускания химикатов через ствол скважины и в пласт под давлением, достаточным для разрыва пласта (гидравлический разрыв), создавая в результате большие проточные каналы, через которые углеводород может легче перемещаться из пласта и в ствол скважины. Что касается возбуждения притока пластового флюида, то настоящее изобретение относится главным образом к четвертому из этих процессов, но применимо ко всем четырем процессам в случаях, когда есть необходимость контроля фильтрации жидкости для обработки в пласт. Гидравлический разрыв включает разлом или разрыв части подземного слоя путем введения жидкости в пласт через ствол скважины и через перфорацию, если скважина была обшита,под давлением и со скоростью потока, достаточным, чтобы преодолеть минимальное напряжение по месту (in situ) (также известное как минимальное главное напряжение), чтобы положить начало разрыву(ам) или расширить разрыв(ы) в пласте. Такой способ обычно создает зону разрыва, имеющую один или несколько разрывов в пласте, через которые углеводород может более легко протекать к стволу скважины. Так как основные функции жидкости для гидроразрыва пласта состоят в том, чтобы инициировать и расширить разрывы и перенести расклинивающий наполнитель (обычно песок,стеклянные или керамические шарики, используемые для того, чтобы удерживать стенки разрыва на расстоянии друг от друга после прекращения нагнетания жидкости для гидроразрыва пласта и ее просачивания или вытекания),наиболее важными являются вязкостные свойства жидкостей. Большое число из известных жидкостей для разрыва пласта включают жидкость-носитель на основе воды, повышающий вязкость агент и расклинивающий наполнитель. Повышающий вязкость агент часто представляет собой поперечно-сшитый растворимый в воде полимер. По мере того, как полимер подвергается гидратации и сшивке, вязкость жидкости растет, и это дает возможность жидкости инициировать разрыв и нести расклинивающий наполнитель. Другой класс повышающих вязкость агентов составляют вязкоупругие поверхностноактивные вещества (ВУ-ПАВ, VES). Жидкости, загущенные с помощью вязкоупругих поверхностно-активных веществ и поперечно-сшитых растворимых в воде полимерных гелей, известны при обработках нефтяных промыслов. Жидкость, содержащая вязкоупругое поверхностно-активное вещество, растворимый в воде сшиваемый полимер в высокой концентрации и сшивающий агент, известна из патента США 6194356, в котором описана жидкость для водного контроля в пределах пласта; жидкость содержит вязкоупругие поверхностно 3 активные вещества, сшиваемый растворимый в воде полимер, агент, способный задерживать начало желатинизации вязкоупругих поверхностно-активных веществ, и необязательно сшивающий агент для полимера. Концентрация полимера во всех примерах составляет 7 г/л (58 фунтов на тысячу галлонов). Жидкость также может содержать агент, задерживающий сшивку; начало желатинизации вязкоупругого поверхностно-активного вещества и начало сшивки растворимого в воде полимера задерживается до тех пор, пока жидкость не будет введена в пласт, и гель вязкоупругого поверхностноактивного вещества и поперечно-сшитого полимера образуют жесткий гель внутри пор пласта. Патентная заявка ЕР 0835983 описывает жидкость для гидроразрыва пласта или заполнения скважинного фильтра гравием, которая содержит вязкоупругие поверхностно-активные вещества и полимеры, но жидкость не включает сшивающие агенты. В патентной заявке ЕР 0725206 описаны поперечно-сшитые гели, которые могут образовывать фильтрационные корки и нести расклинивающий наполнитель при гидроразрыве пласта. Предпочтительная концентрация полимера составляет от 3,6 до 4,8 г/л (от 30 до 40 фунтов на тысячу галлонов), чтобы инициировать разрыв и образовать фильтрационную корку; вязкоупругие поверхностноактивные вещества не обсуждаются. Патентная заявка WO 0118147 показывает, что вязкоупругие поверхностно-активные вещества могут быть использованы для загущенных водных жидкостей для обработки нефтяных промыслов; в ней перечислен ряд обычных добавок в жидкости для обработки нефтяных промыслов, которые могли бы быть добавлены, включая полимеры (но не сшивающие агенты). В патенте США 5159979 описан двухстадийный способ разрыва пласта, в котором жидкость на первой стадии представляет собой полимерный гель с задержанной сшивкой, содержащий понижающий вязкость агент, а вторая жидкость несет расклинивающий наполнитель и имеет более низкую плотность, чем первая жидкость. Первая жидкость заполняет более низкую часть разлома гелевым блоком. Упоминания о вязкоупругих поверхностно-активных веществах, фильтрационных корках и фильтрации отсутствуют. Оба класса жидкостей для гидроразрыва пласта (вода с полимером и вода с ВУ-ПАВ) могут быть поданы насосом в виде пены или в виде чистых жидкостей (то есть жидкостей, не содержащих диспергированного в жидкой фазе газа). Вспененные жидкости для гидроразрыва обычно содержат азот, диоксид углерода или их смеси в объемных пропорциях, лежащих в интервале от 10 до 90% из расчета на суммарный объем жидкости для гидроразрыва. Используемый в описании термин жидкость для гидроразрыва пласта относится как к вспененным жидкостям, так и к чистым жидкостям. 4 Жидкости для гидроразрыва пласта на основе ВУ-ПАВ, аналогично другим жидкостям для гидроразрыва, могут просачиваться из разрыва в пласт во время и после процесса гидроразрыва пласта. Просачивание ВУ-ПАВ контролируется вязкостью, и скорость просачивания зависит от нескольких факторов, включая проницаемость пласта, пластовые флюиды, прикладываемый перепад давлений и реологические свойства жидкостей на основе ВУ-ПАВ. Просачивание особенно создает проблемы в пластах с проницаемостью от средней до высокой (больше чем приблизительно 2 мД, особенно больше чем приблизительно 10 мД, и особенно больше чем приблизительно 20 мД) . Скорость, с которой жидкость просачивается из разлома, обычно растет с ростом проницаемости горной породы и с ростом чистой положительной разницы давления между жидкостью в разломе и поровым давлением жидкости в пласте. Фильтрация (водоотдача) представляет собой термин, часто используемый для протекания жидкости для гидроразрыва из разрыва в пласт (понятия фильтрация и просачивание в данном случае используют взаимозаменяемо). Контроль фильтрации представляет собой термин, часто используемый для того, чтобы показать мероприятия, используемые для управления скоростью и степенью фильтрации. Следствием высокой фильтрации (также называемой низкой эффективностью жидкости, где эффективность жидкости обратно пропорциональна фильтрации жидкости в пласт) является то, что необходимо вводить большие объемы жидкости для гидроразрыва, чтобы создать желаемую геометрию разрыва, то есть длину и ширину разрыва,достаточные для удержания всего введенного расклинивающего наполнителя. Использование низкоэффективных жидкостей может увеличить время и затраты, требуемые для осуществления операции разрыва. В патенте США 5964295,который введен в описание в качестве справки,описаны жидкости на основе ВУ-ПАВ, разработанные в частности для использования в пластах с низкой проницаемостью, и показано, что жидкости на основе ВУ-ПАВ обычно не используют при высокой проницаемости, за исключением случаев небольшого размера рабочей площадки и небольшого объема необходимых жидкостей. Жидкости с повышенной вязкостью также используют при других операциях обслуживания ствола скважины, таких как борьба с поступлением песка в скважину, бурение и заканчивание скважины. Заполнение скважинного фильтра гравием и вскрытие продуктивного пласта (которое представляет собой бурение в продуктивном пласте) с помощью специальных жидкостей представляют собой две технологии,которые обычно используются для минимизации повреждений продуктивной зоны в процессе заканчивания скважины. 5 Борьба с поступлением песка в скважину представляет собой термин, используемый для описания предупреждения или сведения до минимума миграции мелких подвижных частиц при добыче углеводородов. В этой связи понятие песок используют для описания любых таких частиц, и пласт не должен представлять собой песок или песчаник. Борьба с поступлением песка в скважину включает операцию, при которой вначале в стволе скважины поперек продуктивного интервала устанавливают приспособление, которое служит для фильтрации мелких подвижных частиц пласта из добываемой нефти, воды или газа. Это приспособление часто называют сеткой для борьбы с поступлением песка. Часто материал с постепенно меняющими размерами (такой как песок с размерами 20/40 меш) размещают так, чтобы он полностью занимал кольцевое пространство между наружной стороной сетки и поверхностью песка. Такой гравийный фильтр сооружают, чтобы дополнительно фильтровать подвижные частицы из добываемой нефти, воды или газа, для того чтобы эти частицы не забивали сетку и не вызывали ее эрозии. Гравий помещают в кольцевой зазор путем нагнетания суспензии, которая обычно представляет собой водную жидкость, содержащую гравий. Эту суспензию подают с поверхности и отводят в кольцевое пространство, когда жидкость достигает глубины сетки. Жидкость-носитель часто содержит материалы для повышения ее вязкости и улучшения свойств суспензии. Повышающие вязкость материалы могут включать полимеры (такие как гуаран или гидроксипропилгуаран) и сшивающий агент. По мере того, как полимер подвергается желатинизации и сшивке, вязкость жидкости растет, и это позволяет жидкости переносить гравий (обычно песок или стеклянные или керамические шарики). Другой класс жидкостей для гравийного фильтра содержит воду или рассол в качестве жидкости-носителя, вязкоупругое поверхностно-активное вещество и гравий. Вязкоупругое поверхностно-активное вещество создает достаточные для перемещения гравия вязкость и упругость. Эти не содержащие полимер жидкости-носители имеют некоторые из тех же проблем высокой фильтрации, которые упоминались выше в случае жидкостей для разрыва пласта на основе полимеров, особенно в пластах с высокой проницаемостью, как описано в патенте США 5964295, который включен в описание в качестве ссылки. Для преодоления склонности к высокой фильтрации жидкостей для гидроразрыва и жидкостей для гравийного фильтра на основе полимеров и на основе ВУ-ПАВ при некоторых условиях испытаны различные понизители фильтрации (ПФ, FLA). Кварц, слюда и кальцит,отдельно или в комбинации, или в комбинации с крахмалом, как известно, снижают фильтрацию жидкостей для разрыва пласта на полимер 004614 6 ной основе за счет образования фильтрационной корки на поверхности пласта, которая относительно непроницаема для воды, как это описано в патенте США 5948733. Однако использование одних ПФ в жидкостях для гидроразрыва на основе ВУ-ПАВ, как установлено, дает только умеренное понижение фильтрации из жидкостей для разрыва и жидкостей для гравийного фильтра на основе ВУ-ПАВ, что описано в патенте США 5929002, который включен в описание в качестве ссылки. Было бы желательно найти ПФ, который намного более эффективен в жидкостях на основе ВУ-ПАВ.Nguyen с соавторами (патент США 5680900) описывают сшивку гуарана в растворе,рассечение сшитого гуарана с образованием суспензии тонких частиц и введение суспензии в пласт. Суспензия обеспечивает пониженную фильтрацию жидкостей, содержащих суспензию, или жидкостей, введенных в пласт позднее.Nguyen указывает, что ПФ должен быть предварительно сшит, затем мелко нарезан и затем добавлен в жидкость для заканчивания скважины или возбуждения притока пластового флюида в скважину. Более того, Nguyen указывает на использование огромных концентраций ПФ,порядка 25 мас.% измельченных сшитых гелевых материалов.GB 2332224) свидетельствует об использовании при водном контроле эксплуатационной жидкости для буровой скважины, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество и очень высокие концентрации сшиваемого растворимого в воде полимера и сшивающий агент. В качестве сшивающих агентов могут быть использованы неорганические ионы или полярные органические молекулы. Цель патента Jones состоит в том, чтобы повысить прочность геля эксплуатационной жидкости для буровой скважины на основе вязкоупругого поверхностноактивного вещества (ВУ-ПАВ) . Jones с соавторами не рассматривает применение таких жидкостей для минимизации фильтрации во время бурения, вскрытия продуктивного пласта, заканчивания скважины или возбуждения потока в скважине. Не содержащие полимеров буровые растворы, жидкости для вскрытия пласта, заканчивания скважины, гидроразрыва пласта и гравийного фильтра имеют очень плохую жидкостную эффективность и проявляют склонность к просачиванию в среды с проницаемостью от средней до высокой (особенно более чем приблизительно 2 мД). Эти проблемы вызваны отсутствием образующего стенки компонента для контроля фильтрации; то есть контроль всего просачивания в таких системах обусловлен только вязкими силами и способностью к сжатию жидкостей продуктивного пласта. В пластах с проницаемостью от средней до высокой повышение вязкости только буровой эксплуатационной 7 жидкости может быть недостаточно для уменьшения фильтрации на практическом уровне. Хотя материалы на основе ВУ-ПАВ могут быть использованы отдельно, часто бывает предпочтительно улучшить свойства, обеспечивающие контроль фильтрации. Как упоминалось ранее,отдельно обычные образующие стенки добавки,контролирующие фильтрацию, такие как добавки, содержащие кремнезем, слюду, известь, каменную соль, каолин, тальк, оксид алюминия и их смеси, плохо функционируют в жидкостях,не содержащих полимеры, потому что имеет место период высокого просачивания (мгновенная фильтрация), до того, как образуется фильтрационная корка, и потому что фильтрационная корка может быть слишком проницаемой для жидкости, не содержащей полимер. Заявители изобретения установили, что обычные повышающие вязкость материалы, такие как полимеры, не обеспечивают достаточную вязкость (например, крахмал) и сами просачиваются в пласт(например, не подвергнутый сшивке гуаран),когда их используют для борьбы с ранним просачиванием в системах, не содержащих полимеры. Таким образом, желательно иметь буровые растворы, жидкости для вскрытия пласта, гравийного фильтра или гидроразрыва на основе ВУ-ПАВ, содержащие один или несколько ПФ,которые уменьшают фильтрацию, в особенности мгновенную фильтрацию, при операциях бурения, вскрытия пласта, гравийного фильтра и гидроразрыва. Предшествующее и последующее описания представлены с точки зрения добывающих углеводороды скважин, но они также применимы к другим типам скважин, таким как водозаборные скважины или водонапорные скважины. Предпочтительно, чтобы ПФ для не содержащих полимеров буровых эксплуатационных жидкостей быстро образовывали фильтрационную корку и не проникали в пласт. Заявители установили, что добавление небольших количеств сшивающего агента и сшиваемого полимера к не содержащей полимер жидкости приводит к эффективному контролю фильтрации. В одном из вариантов осуществления настоящее изобретение относится к буровой эксплуатационной жидкости, содержащей жидкость-носитель, вязкоупругое поверхностноактивное вещество и понизитель фильтрации,содержащей по меньшей мере один полимер и по меньшей мере один сшивающий агент; причем указанный полимер и указанный сшивающий агент образуют сшитый полимер; при этом указанный сшитый полимер присутствует в концентрации менее чем 1,8 г на литр (15 фунтов на тысячу галлонов); и указанный сшитый полимер включает трехмерную полимерную структуру или гелевые агрегаты, достаточно большие, чтобы образовать фильтрационную 8 корку и уменьшить фильтрацию. Может быть использовано более одного полимера и/или более одного сшивающего агента. Полимер(ы) и сшивающий(е) агент(ы) могут образовывать поперечно-сшитый(е) полимер(ы) до их добавления к жидкости-носителю, сразу после добавления к жидкости-носителю, после добавления к жидкости-носителю, но перед введением в скважину, или во время или после введения в скважину. В другом варианте осуществления настоящее изобретение относится к применению описанной выше буровой эксплуатационной жидкости при гидроразрыве пласта, гравийного фильтра, вскрытии пласта или бурении для уменьшения фильтрации при таких процессах. Способ гидроразрыва пласта включает подачу бурового раствора и нагнетание его в пласт при давлении, достаточно высоком, чтобы разорвать пласт с образованием разорванного пласта. ПФ настоящего изобретения могут быть использованы на стадии до породной подушки, на стадии породной подушки, на стадии породной подушки и стадии заполнения расклинивающим наполнителем, или на стадии породной подушки и на некоторых стадиях введения расклинивающего наполнителя, в особенности на стадиях введения расклинивающего наполнителя, которые следуют сразу за стадией породной подушки. Способ гравийного фильтра включает подачу бурового раствора и гравия и введение несущей гравий жидкости в скважину при условиях,которые будут приводить к тому, что гравий остается в кольцевом пространстве между сеткой и поверхностью пласта. При способах вскрытия пласта или бурения скорость фильтрации не содержащих твердых компонентов буровых растворов и жидкостей для вскрытия пласта может быть уменьшена за счет приготовления бурового раствора или жидкости для вскрытия пласта, содержащей описанный выше буровой раствор, и циркуляции раствора через бурильную колонну и до кольцевого пространства таким способом, при котором удаляется буровой шлам и смазочное масло бурильной колонны. Установлено, что жидкости настоящего изобретения имеют пониженную фильтрацию при проведении бурения скважины, заканчивания скважины (включая вскрытие продуктивного пласта) или возбуждения притока пластового флюида. Чертежи составляют часть настоящего описания и включены для того, чтобы показать некоторые аспекты настоящего изобретения. Изобретение может быть лучше понято с помощью чертежей вместе с подробным описанием конкретных вариантов осуществления изобретения, представленным в документе. На фиг. 1 и 2 показаны результаты статических опытов по фильтрации, проведенных на 9 серии из одиннадцати образцов жидкостей,представленных в табл. 1. Хотя композиции настоящего изобретения описаны в данном документе как содержащие некоторые материалы, следует понимать, что композиции необязательно могут содержать два или более таких материалов, химически отличных друг от друга. Например, композиции могут включать два или несколько вязкоупругих поверхностно-активных веществ, два или несколько полимеров, два или несколько сшивающих агентов и т.д. В одном из вариантов осуществления настоящее изобретение относится к эксплуатационной жидкости для буровых скважин, содержащей (i) жидкость-носитель; (ii) вязкоупругое поверхностно-активное вещество; и (iii) понизитель фильтрации, включающий по меньшей мере один полимер и по меньшей мере один сшивающий агент; причем указанный полимер и указанный сшивающий агент образуют сшитый полимер; при этом сшитый полимер присутствует в концентрации менее чем приблизительно 1,8 г на литр (15 фунтов на тысячу галлонов); и указанный сшитый полимер включает трехмерную полимерную структуру или гелевые агрегаты, достаточно большие, чтобы образовывать фильтрационную корку и снижать фильтрацию. Под эксплуатационной жидкостью для буровой скважины понимают любую жидкость,полезную при подготовке скважины к добыче, и подразумевается, что это понятие, наряду с другими, включает буровые растворы, жидкости для вскрытия пласта, жидкости для гидроразрыва пласта и жидкости для гравийного фильтра. Жидкости для вскрытия пласта представляют собой жидкости, используемые для бурения продуктивных пластов. Хотя все предыдущие и последующие объяснения сделаны с точки зрения скважин по добыче углеводородов, они также применимы к другим типам скважин, таким как водозаборные скважины или водонапорные скважины. Жидкость-носитель создает среду для переноса других компонентов в пласт. Предпочтительно, жидкость-носитель представляет собой воду или рассол. Могут быть использованы определенные органические кислоты/соли или неорганические соли, обычно используемые в качестве солевого компонента рассола. Обычные поверхностно-активные вещества, особенно те, которые имеют тенденцию образовывать сферические мицеллы, обычно не способны давать вязкоупругую композицию,особенно водную вязкоупругую композицию, и,следовательно, в целом не приемлемы для использования в случае гидравлического разрыва пласта. Однако некоторые поверхностноактивные вещества, особенно, но без ограничения только ими, те, которые имеют тенденцию образовывать длинные мицеллы со структурой,напоминающей стержень или червя, способны 10 образовывать водную вязкоупругую композицию, которая легко применяется при гидравлическом разрыве. При относительно низкой суммарной концентрации вязкоупругого поверхностно-активного вещества, до 0,3 мас. %, обычно в интервале приблизительно от 1 до 10 мас.%,такие длинные, похожие на стержень или червя структуры мицелл перекрываются, образуя запутанную пространственную структуру, которая является вязкоупругой. Такая жидкость обладает необычной способностью переносить расклинивающий наполнитель или гравий даже при низкой вязкости, по сравнению с обычными жидкостями на основе поперечно-сшитого полимера. Обычно такие структуры мицелл легко разрушаются при их взаимодействии с пластовыми флюидами, такими как углеводороды, вода или рассол. Когда мицеллярные структуры разрушаются за счет их взаимодействия с углеводородными жидкостями, образуется раствор с низкой вязкостью. Следовательно, по мере взаимодействия жидкости для гидроразрыва на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества с добываемыми углеводородами, водой или рассолом, резкое изменение мицеллярной структуры (например, от похожих на стержень или червя до сферических) вызывает резкое изменение реологических свойств жидкости для гидроразрыва (от вязкоупругой композиции до невязкого раствора). Это дает такую чувствительную жидкость, которая облегчает быстрое удаление и выведение жидкости из расклиненного разрыва так, что добыча углеводородов максимально повышается. Хотя структуры, которые способствуют вязкоупругому поведению, представлены в данном случае как похожие на стержень или червя, возможны и другие структуры, которые приводили бы к вязкоупругим свойствам. В целом вязкоупругие поверхностноактивные вещества и их роль при формировании жидкостей для гидроразрыва пласта описаны более подробно в патентах США 4695389,4725372, 5551516, 5964295, 6035936; патентах Канады 2257697 и 2257699, а также в международной патентной публикации 98/564 97,которые включены в документ в качестве ссылок. Предпочтительное вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой эруцилбис(2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорид или отдельно, или в сочетании с другими вязкоупругими поверхностно-активными веществами. Могут быть использованы другие вязкоупругие поверхностно-активные вещества или отдельно, или в сочетании, в том числе: эруцилтриметиламмонийхлорид; аммонийхлорид N-метил-N,N-бис(2-гидроксиэтил)рапсового масла; олеилметилбис(гидроксиэтил)аммонийхлорид; октадецилметилбис(гидроксиэтил)аммонийбромид; октадецилтрис(гидроксиэтил)аммонийбромид; октадецилдиметилгидроксиэтил 11 аммонийбромид; цетилдиметилгидроксиэтиламмонийбромид; цетилметилбис(гидроксиэтил)аммонийсалицилат; 3,4-дихлорбензоат цетилметилбис(гидроксиэтил)аммония; йодидцетилтрисN-гидроксиэтилоктадециламин; N-гидроксиэтилкозиламин; цетиламино-N-октадецилпиридинийхлорид; N-соевый компонент-N-этилморфолинийэтосульфат; метил-1-олеиламидоэтил-2 олеилимидазолинийметилсульфат; и метил-1 жирный амидоэтил-2-жирный имидазолинийметилсульфат. Также существует большое число анионных поверхностно-активных веществ (например, олеиновая кислота) и цвиттерионных поверхностно-активных веществ (например,эрукамидпропилдиметилбетаин и олеиламидпропилдиметилбетаин), которые могут быть получены в виде мицеллярных структур, придающих жидкости вязкость и упругость. Можно, например, обратиться к вышеперечисленным патентам, относящимся к жидкости для гидроразрыва на основе ВУ-ПАВ. Вязкоупругие поверхностно-активные вещества могут содержать N-ацилсаркозины, Nацилсаркозинаты, ацилглутаматы и т.д. Некоторыми примерами подходящих веществ являются: N-ацилсаркозины, такие как N-олеоилсаркозин; N-стеароилсаркозин; N-лауроилсаркозин; N-миристоилсаркозин; N-кокоилсаркозиновая смесь; N-ацилсаркозинаты натрия,такие какN-метил-N-(1-оксо-9-октадеценил)глицин; N-метил-N-(1-оксооктадецил)глицин; N-метил-N-(1-оксододецил)глицин; N-метил-N-(1-оксотетрадецил)глицин; и смесь натриевых солей N-кокоилсаркозина. Некоторые подходящие материалы поставляются фирмой 12 выбранное из эруцилбис(2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорида, олеиновой кислоты, эрукамидпропилдиметилбетаина или олеиламидпропилдиметилбетаина. Достаточное количество растворимой в воде органической соли и/или спирт необязательно могут быть использованы с вязкоупругим поверхностно-активным веществом для обеспечения желаемых свойств, особенно при жестких условиях. Предпочтительно, органическая соль представляет собой растворимую в воде соль карбоновой кислоты, такую как салицилат натрия или калия или другие подобные соли. Однако соль необходима не во всех случаях. В случаях, когда вязкоупругое поверхностно-активное вещество представляет собой соль аминокислоты или четвертичную аммонийную соль, сопряженный анион должен быть неорганическим анионом, предпочтительно неорганическим анионом, таким как сульфат, нитрат, перхлорат или галогенид. Галогенид (Сl, Вr или I) является предпочтительным, причем наиболее предпочтительны Сl и Вr. Необязательный компонент, органическая соль, используемый с вязкоупругим поверхностно-активным веществом, когда он есть, предпочтительно представляет собой растворимое в воде соединение, обычно натриевую или калиевую соль органического аниона. Анион может представлять собой ароматический органический анион, такой как салицилат, нафталинсульфонат, толуолсульфонат, ксилолсульфонат,п- и м-хлорбензоаты, 3,5-, 3,4- и 2,4 дихлорбензоаты, трет-бутил- и этилфенолят,2,6- и 2,5-дихлорфеноляты, 2,4,5-трихлорфеноляты, 2,3,5,6-тетрахлорфеноляты, п-метилфенолят,м-хлорфенолят,3,5,6-трихлорпиколинат, 4-амино-3,5,6-трихлорпиколинат, 2,4 дихлорфенкосиацетат, ,-нафтолы, п,п-бисфенол А или оксид кокоамидопропилдиметиламина. Сочетание вязкоупругого поверхностноактивного вещества и необязательной органической соли выбирают так, чтобы анион был совместим с электролитом, присутствующим в водном растворе, чтобы не образовывались нежелательные осадки. Также выбор конкретного аниона будет зависеть до некоторой степени от структуры конкретного амина. В некоторых случаях применения может присутствовать только органическая соль. Не претендуя на какую-либо теорию, полагают, что некоторые анионные образцы необходимы, когда используются четвертичные аммонийные соли. Соль способствует нейтрализации силы отталкивания, проявляющейся, когда два катионных образца приближаются друг к другу. Органические соли и неорганические соли делают это разными способами. Неорганические соли имеют тенденцию нейтрализовать заряд, сопряженный с катионным поверхностно-активным веществом. Органические анионы, которые явля 13 ются наиболее эффективными, имеют тенденцию объединяться в виде части структуры мицеллы с углеводородной частью органического аниона, располагаясь снаружи мицеллы. Следовательно, два образца работают отдельно и имеют различные свойства. Выбор в пользу использования или органической, или неорганической соли или их смеси зависит от желаемых свойств. Органические анионы требуются в случае более высокотемпературных вариантов применения, например, свыше приблизительно 79 С (175F) . Вязкоупругое поверхностно-активное вещество и ассоциированная с ним растворимая в воде органическая соль, если она присутствует,обычно поставляются в виде концентрированного водного раствора. В жидкости для гидроразрыва пласта может быть использована любая концентрация вязкоупругого поверхностноактивного вещества, которая обеспечивает достаточную вязкость без отрицательного влияния на работу жидкости для гидроразрыва или ее компонентов. Обычно вязкоупругое поверхностно-активное вещество присутствует в концентрации, по меньшей мере, приблизительно от 3 мл/л (3 галлона на тысячу галлонов) жидкостиносителя, чтобы придать жидкости достаточную вязкость, и не более чем приблизительно до 200 мл/л (200 галлонов на тысячу галлонов) жидкости-носителя, чтобы ограничить необходимость в прикладывании чрезмерных лошадиных сил для подачи насосом высоковязких жидкостей и ограничения стоимости жидкости. ПФ, содержащие полимер и сшивающий агент, могут быть выбраны из любого большого числа систем полимер/сшивающий агент. Основной критерий выбора системы конкретного сшиваемого полимера состоит в том, чтобы полимер и сшивающий агент вступали во взаимодействие и образовывали или агрегаты поперечно-сшитого геля или сплошную трехмерную гелевую структуру до того, как жидкость достигнет поверхности песка или поверхности разрыва. Или агрегаты или пространственная структура будут снижать вторжение жидкости в пористую среду за счет образования фильтрационной корки на поверхности пласта. В патенте США 5486312 описаны некоторые типичные системы полимер/сшивающий агент, которые могут быть использованы. Обычно подвергающийся сшивке полимер растворим в воде. Общими классами растворимых в воде сшиваемых полимеров являются поливиниловые полимеры, полиметакриламиды, простые эфиры целлюлозы, полисахариды, лигносульфонаты и их аммонийные соли, соли щелочных и щелочно-земельных металлов. Конкретными примерами типичных растворимых в воде полимеров являются сополимеры акриловой кислоты и акриламида, сополимеры акриловой кислоты и метакриламида, полиакриламиды, частично гидролизованные полиакрилами 004614(например, гидроксипропилгуаран, карбоксиметилгидроксипропилгуаран и карбоксиметилгуаран), гетерополисахариды, полученные ферментацией полученных из крахмала сахаров (например, ксантановая камедь) и их аммонийные соли и соли щелочных металлов. Полимеры могут быть химически модифицированы, в том числе гидрофобно модифицированы, при условии, что модифицированные полимеры остаются растворимыми в воде и способными к поперечной сшивке. Предпочтительными растворимыми в воде сшиваемыми полимерами являются гидроксиэтилцеллюлоза, крахмал, склероглюкан, галактоманнаны и замещенные галактоманнаны. Используемое в документе определение крахмал, как следует понимать, включает один или несколько природных крахмалов, один или несколько химически модифицированных крахмалов и смеси одного или нескольких природных и/или химически модифицированных крахмалов. Подвергающийся сшивке полимер доступен в нескольких формах, таких как водный раствор или бульон, гелевый раствор, сухой порошок, углеводородная эмульсия или дисперсия. Как известно квалифицированному в данной области специалисту, различные типы оборудования используют для переработки, смешивания и подачи насосом таких различных форм сшиваемых полимеров. Что касается сшивающих агентов, то эти агенты представляют собой органические или неорганические соединения, хорошо известные квалифицированным в данной области специалистам. Примерами органических сшивающих агентов являются, но не ограничиваются только ими, альдегиды, диальдегиды, фенолы, замещенные фенолы и простые эфиры. Фенол, резорцин, катехин, флороглюцин, галловая кислота, пирогаллол, 4,4'-дифенол, 1,3-дигидроксинафталин, 1,4-бензохинон, гидрохинон, хингидрон, таннин, фенилацетат, фенилбензоат, 1 нафтилацетат, 2-нафтилацетат, фенилхлорацетат, гидроксифенилалканолы, формальдегид,параформальдегид, ацетальдегид, пропионовый альдегид, масляный альдегид, изомасляный альдегид, валериановый альдегид, альдегид гептановой кислоты, деканол, глиоксаль, глутаровый альдегид, терефталевый альдегид, гексаметилентетрамин, триоксан, тетраоксан, полиоксиметилен и дивиниловый эфир представляют собой некоторые из наиболее обычных органических сшивающих агентов. Типичными неорганическими сшивающими агентами являются поливалентные металлы, поливалентные металлы в виде хелатов, а также соединения, способные выделять поливалентные металлы. Некото 15 рыми из более обычных неорганических сшивающих агентов являются соли хрома, алюминаты, галлаты, хелаты титана, цитрат алюминия,цитрат хрома, ацетат хрома, пропионат хрома и хелаты или комплексы циркония. Сшивающие агенты, такие как борная кислота, соли бора и органические соединения бора являются особенно эффективными для сшивания гуарана и замещенного гуарана. В настоящем изобретении используют индивидуальные сшивающие агенты или смеси сшивающих агентов. Следующие ссылки содержат полезную информацию, относящуюся к системам полимер/сшивающий агент, которые находят применение в настоящем изобретении: EconomidesGel Technology", SPE Paper 17329, 1988. Патенты Unocal и Marathon указывают на применение этих материалов таким способом, который дает возможность полимерным системам занимать пористые среды, но хорошо известно, что можно ускорить сшивание различными средствами,такими как катализаторы, используя в комбинации более слабые ионы металлов/лиганд и др. Например, в патенте США 4521452 описан полиакриламид, сшитый путем его смешивания с комбинацией определенных аминов и определенных альдегидов; сшивка протекает в течение нескольких секунд. Приведенная выше публикация Sydansk относится к высокомолекулярному полиакриламиду с сшивающим агентом ацетатом хрома, но, наряду с другими, эффективно большое число трехвалентных материалов, таких как хлорид хрома, нитрат хрома, пропионат хрома, лактат хрома или малонат хрома. Сшивающие агенты на основе хлорида хрома и нитрата хрома будут вызывать особенно быстрое сшивание и являются предпочтительными. Концентрации выбранных материалов должны быть такими, которые способны создавать поперечно-сшитые агрегаты или создавать трехмерные гелевые структуры до того, как жидкость для разрыва поступит в пласт. В результате, полимер может быть сшит до такой степени, что он образует фильтрационную корку на поверхности разрыва или на поверхности песка. Фильтрационная корка имеет низкую проницаемость для воды и, следовательно, снижает фильтрацию. Может быть использовано большое число систем полимер/сшивающий агент, и квалифицированным в данной области специалистам понятно, какую систему использовать, исходя,наряду с другими соображениями, из простоты смешивания, температуры применения, стоимо 004614 16 сти, скорости сшивки и совместимости с желатинизирующим агентом для ВУ-ПАВ. Предпочтительно, полимерный компонент ПФ выбирают из полисахаридов, целлюлозы,гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ), полиакриламидов или крахмала. Примерами полисахаридов являются, но не ограничиваются только ими,гуаран, гидроксипропилгуаран, карбоксиметилгуаран, карбоксиметилгидроксипропилгуаран,галактоманнан и ксантан. Предпочтительно,полимер включает гуаран или модифицированный гуаран. Полимер обычно поставляется в виде твердого вещества, предпочтительно, по существу, чистого твердого вещества, хотя он может поставляться в виде суспензии. Может быть использована любая концентрация полимера,которая снижает фильтрацию. Обычно концентрация полимера, которой достаточно для уменьшения фильтрации, меньше, чем концентрация полимера, необходимая в жидкости для гидроразрыва на основе полимера для придания жидкости вязкости, достаточной для транспортировки расклинивающего наполнителя. Концентрация полимера в жидкости для гидроразрыва на основе ВУ-ПАВ составляет предпочтительно, менее чем приблизительно 1,8 г/л (15 фунтов на тысячу галлонов) жидкости-носителя,и наиболее предпочтительно, менее чем приблизительно 1,2 г/л (10 фунтов на тысячу галлонов) жидкости-носителя. Более высокие концентрации полимера эффективны, но обычно не дают значительного улучшения и дороже. Однако это не исключает возможности, что при некоторых условиях при определенных выборах поверхностно-активных веществ, полимеров и добавок могут быть предпочтительны более высокие концентрации. Сшивающий агент служит для поперечной сшивки полимера. Если поперечная сшивка не происходит, полагают, что не сшитый полимер может мигрировать через поверхность разрыва и в пласт. Это значительно снижает эффективность полимера в качестве понизителя фильтрации. Сшивающим агентом может быть любое соединение, которое, как известно, сшивает рассматриваемый полимер. Например, сшивающий агент может представлять собой соединение переходного металла, металлорганический сшивающий агент, соединение бора, органический сшивающий агент (например, наряду с другими,альдегид, ацетальдегид, предшественник альдегида, такой как гексаметилентетрамин, фенолальдегид, альдегид в комбинации с фенолацетатом, альдегид в комбинации с гидроксибензойной кислотой, альдегид в комбинации с салицилатом фенола, альдегид в комбинации с фурфуриловым спиртом, глутаровый альдегид,глиоксаль или триоксан) или их смеси. Предпочтительно, сшивающий агент содержит титан,хром, железо, алюминий, бор, цирконий или их смесь. Более предпочтительно, сшивающий 17 агент содержит бор или, когда полимером является гуаран или дериватизированный гуаран,цирконий. Необязательно композиция может дополнительно содержать ПФ, уже известные в данной области, такие как крахмал, слюда, кальцит или кремнезем. Можно использовать один или несколько ПФ. Необязательно композиция может дополнительно содержать агент, задерживающий сшивку (например, бикарбонат, сорбит или маннит, которые задерживают сшивку гуарана или замещенных гуаранов, таких как карбоксиметилгидроксипропилгуаран), агент, понижающий вязкость, или одну или несколько добавок,таких как ингибиторы образования окалины,поверхностно-активные вещества, биоциды,антиэмульгаторы и вещества, способствующие снижению вязкости. Также необязательно жидкость для гидроразрыва пласта может содержать материалы, предназначенные для ограничения вытекания расклинивающего наполнителя по окончании операции гидроразрыва за счет формирования пористого фильтра в зоне разрыва. Такими материалами могут быть любые известные в данной области материалы, такие как предлагаемые, например, Schlumberger под торговым названием PropNET (см., например,патенты США 5330005, 5439055 и 5501275). Примеры ингибиторов вытекания расклинивающего наполнителя включают волокна или небольшие пластинки из новолоидных полимеров или полимеров новолоидного типа (патент США 5782300). Другими добавками, которые могут быть включены, являются добавки, описанные в публикации EconomidesM.J., Nolte K.G., Reservoir Stimulation, 3-rd Edition, John Wiley and Sons, New York, 2000,Chapter 7. Для стабилизации полимера в ПФ необязательно может быть добавлен стабилизирующий агент. Жидкость также необязательно может содержать понижающий вязкость агент. Назначение понижающего вязкость агента заключается в уменьшении вязкости жидкости для гидроразрыва в конце нагнетания жидкости с тем, чтобы жидкость более легко удалялась из разрыва во время очистки. Примерами понижающих вязкость агентов для применения в способе настоящего изобретения являются бактерии, ферменты, такие как галоактоманназа (для расщепления полисахаридов на основе галактоманнана), или окисляющие агента, такие как персульфат аммония. Кроме того, понижающие вязкость агенты могут быть заделаны в капсулы для задержки их высвобождения, например, как описано в патенте США 4741401. Жидкость для гидроразрыва пласта также может содержать расклинивающий наполнитель. Подходящими расклинивающими наполнителями являются, но не ограничиваются 18 только ими, песок, покрытый смолой песок,боксит, стеклянные шарики и керамические шарики. Если используется песок, то он обычно имеет размеры приблизительно от 12 до 100 меш по стандарту США. Могут быть использованы смеси подходящих расклинивающих наполнителей. Необязательно расклинивающий наполнитель или расклинивающие наполнители могут быть покрыты смолой, чтобы обеспечить объединение частиц расклинивающего наполнителя в массу. Необязательно также может быть использован активатор для активации смолы и объединения расклинивающего наполнителя. Один из примеров такой комбинации покрытого смолой расклинивающего агента и активатора предлагается фирмой Santrol под торговыми названиями SDC-DS (расклинивающий наполнитель) и SSE (активатор). Расклинивающий наполнитель также может быть пропитан ингибиторами образования окалины, понижающими вязкость агентами, антиэмульгаторами и другими соединениями. Концентрация расклинивающего наполнителя в жидкости для гидроразрыва может быть любой концентрацией, известной в данной области, и обычно будет находиться в интервале приблизительно от 0,06 до 2,4 кг/л (приблизительно от 0,5 до 20 фунтов добавленного расклинивающего наполнителя на галлон) чистой жидкости. Жидкость для гидроразрыва может быть приготовлена на поверхности путем смешивания жидкости-носителя, вязкоупругого поверхностно-активного вещества и полимера и сшивающего агента или сшитого полимера. Этот способ получения называют периодическим смешением компонентов. Необязательные добавки также могут быть включены. С другой стороны, один или несколько компонентов, например, сшивающий агент или понижающий вязкость агент, если они используются, могут храниться отдельно и вводятся в поток текущей жидкости для в процессе непрерывного смешения, известного как смешение на лету. В случае способа гидроразрыва настоящего изобретения технологии гидравлического разрыва подземного пласта известны квалифицированным в данной области специалистам и включают подачу насосом жидкости для гидроразрыва в ствол скважины и в окружающий пласт. Давление жидкости выше минимального главного напряжения горной породы in situ, и это создает или расширяет разрывы в пласте. См., Economides, Nolte, Reservoir Stimulation, 3rd Edition, John Wiley and Sons, New York, 2000,Ch. 5. В некоторых вариантах осуществления гидроразрыва способ проводят путем получения жидкости для гидроразрыва, содержащей жидкость-носитель, вязкоупругое поверхностноактивное вещество и ПФ, включающий полимер, выбранный из полисахаридов, целлюлозы, 19 гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ), полиакриламидов или крахмала, и сшивающий агент. Затем жидкость для гидроразрыва нагнетают в пласт при давлении, достаточном для создания или расширения разрыва в пласте. Во время нагнетания сшитый полимер образует фильтрационную корку на поверхности пласта. Фильтрационная корка уменьшает фильтрацию в пласт,создавая относительно непроницаемый барьер для воды или жидкости для разрыва. ПФ может быть использован на всех стадиях обработки. Адекватные результаты часто достигаются при применении ПФ во время начальной стадии без расклинивающего наполнителя, то есть только породной подушки. В одном из вариантов изобретения после того, как разрыв создан или расширен с помощью породной подушки, в ствол скважины нагнетают следующие объемы жидкости, где следующие объемы жидкости содержат жидкостьноситель, вязкоупругое поверхностно-активное вещество, расклинивающий наполнитель и другие добавки (за исключением полимера и сшивающего агента ПФ). Расклинивающийнаполнитель застревает в разломе и удерживает его открытым после снятия давления. В альтернативном варианте изобретения жидкость для гидроразрыва, введенная для создания или расширения разрыва, содержит расклинивающий наполнитель, помимо жидкостиносителя,вязкоупругого поверхностноактивного вещества и полимера и сшивающего агента. При нагнетании жидкость для гидроразрыва создает или расширяет разрыв в пласте; сшитый полимер образует фильтрационную корку, уменьшая таким образом фильтрацию, а расклинивающий наполнитель застревает в разрыве и будет удерживать его открытым после снятия давления. В другом варианте осуществления настоящее изобретение относится к жидкости для гравийного фильтра. Используются те же жидкость-носитель и вязкоупругое поверхностноактивное вещество, которые описаны выше. В жидкости для гравийного фильтра может быть использована любая концентрация вязкоупругого поверхностно-активного вещества, которая обеспечивает достаточную вязкость без отрицательного влияния на работу жидкости или ее компонентов. Обычно вязкоупругое поверхностно-активное вещество присутствует в количестве, по меньшей мере, приблизительно от 3 мл/л (3 галлона на тысячу галлонов) жидкостиносителя для придания жидкости достаточной вязкости и не более чем приблизительно до 200 мл/л (200 галлонов на тысячу галлонов) жидкости-носителя, чтобы ограничить необходимость в прикладывании чрезмерных лошадиных сил для подачи насосом высоковязких жидкостей и ограничить стоимость жидкости. ПФ, содержащий полимер и сшивающий агент, может быть выбран из любого большого 20 числа систем полимер/сшивающий агент, описанных выше. Предпочтительными растворимыми в воде сшиваемыми полимерами являются полисахариды, целлюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ), полиакриламиды или крахмал. Может быть использована любая концентрация полимера, которая уменьшает фильтрацию. Обычно концентрация полимера, достаточная для снижения фильтрации, меньше, чем концентрация полимера, необходимая в жидкости для гидроразрыва пласта на основе полимера для придания жидкости достаточной вязкости для перемещения расклинивающего наполнителя. Концентрация полимера в жидкости для гравийного фильтра на основе ВУ-ПАВ составляет менее чем приблизительно 3 г/л (25 фунтов на тысячу галлонов) жидкости-носителя, предпочтительно, менее чем приблизительно 1,8 г/л(15 фунтов на тысячу галлонов) жидкостиносителя и, более предпочтительно, менее чем приблизительно 1,2 г/л (10 фунтов на тысячу галлонов) жидкости-носителя. Сшивающие агенты, такие как борная кислота, соли бора, борорганические соединения,особенно эффективны при сшивке гуарана или замещенного гуарана. Соли, кислоты и металлорганические соединения металлоиодов и металлов со свободными d-орбиталями также эффективны при сшивке гуарана и дериватизированного гуарана. Предпочтительно, сшивающий агент содержит титан, хром, железо, алюминий,бор или цирконий. Более предпочтительно,сшивающий агент содержит бор или цирконий. При использовании полимера и сшивающего агента полимер может быть поперечно сшит до такой степени, что он образует фильтрационную корку на поверхности песка. Фильтрационная корка имеет низкую проницаемость для воды и, следовательно, снижает фильтрацию (водоотдачу). Можно использовать большое число систем полимер/сшивающий агент, и квалифицированным в данной области специалистам понятно, какую систему использовать,исходя, наряду с другими соображениями, из простоты смешения, температуры применения,стоимости, скорости сшивки и совместимости с желатинизирующим агентом ВУ-ПАВ. Необязательно композиция может также содержать ПФ, известный в данной области,такой как крахмал, слюда, кальцит или кремнезем. Можно использовать один или несколько известных ПФ. Композиция также необязательно может включать агент, задерживающий сшивку (например, бикарбонат, который задерживает сшивку цирконием гуарана или замещенных гуаранов, таких как карбоксиметилгидроксипропилгуаран), понижающий вязкость агент или одну или несколько добавок, таких как ингибиторы образования окалины, поверхностноактивные вещества, биоциды, антиэмульгаторы и вещества, способствующие понижению вязко 21 сти. Также необязательно жидкость для гравийного фильтра может содержать гравий и другие материалы, подходящие для образования пористых фильтров, которые дают возможность добывать жидкости, замедляя при этом поступление песка в ствол скважины. Такими материалами могут быть любые известные в данной области материалы. Для стабилизации полимера в ПФ необязательно может быть включен стабилизирующий агент. Жидкость также необязательно может содержать понижающий вязкость агент. Назначение понижающего вязкость агента заключается в уменьшении вязкости жидкости для гравийного фильтра с тем, чтобы жидкость легче удалялась из ствола скважины во время очистки. Примерами понижающих вязкость агентов для применения в способе настоящего изобретения являются бактерии, ферменты, такие как галогенактоманназа (в случае расщепления полисахаридов на основе галогенактоманнана), или окисляющие агента, такие как персульфатаммония. Кроме того, понижающие вязкость агенты могут быть заделаны в капсулы для задержки их высвобождения, например, как описано в патенте США 4741401. Жидкость для гравийного фильтра может быть приготовлена на поверхности путем смешивания жидкости-носителя, вязкоупругого поверхностно-активного вещества и полимера и сшивающего агента или сшитого полимера. Этот способ называют периодическим смешиванием компонентов. Необязательные добавки также могут быть включены. С другой стороны,один или несколько компонентов, например,сшивающий агент или понижающий вязкость агент, если они используются, могут храниться отдельно и вводиться в поток текущей жидкости в процессе непрерывного смешения, известного как смешение на лету. В способе заполнения скважинного фильтра гравием настоящего изобретения технологии заполнения гравийного фильтра ствола скважины известны квалифицированным в данной области специалистам и включают подачу насосом жидкости для гравийного фильтра в скважину. Во всех вариантах заполнения скважинного фильтра гравием способ проводят путем получения жидкости для гравийного фильтра, содержащей жидкость-носитель, вязкоупругое поверхностно-активное вещество и ПФ, содержащий полимер и сшивающий агент. Затем жидкость для гравийного фильтра вводят в ствол скважины при давлении, ниже минимального главного напряжения горной породы в пласте in situ. Во время введения сшитый полимер образует фильтрационную корку на поверхности пласта. Фильтрационная корка уменьшает фильтрацию в пласт за счет создания относительно непроницаемого барьера для воды. 22 В одном из вариантов осуществления изобретения после введения в ствол скважины жидкости для гравийного фильтра, описанной выше, но не содержащей гравий, в ствол скважины вводят следующие объемы жидкости, где следующие объемы жидкости содержат жидкость-носитель, вязкоупругое поверхностноактивное вещество, гравий или другие материалы для гравийного фильтра. В этом варианте ПФ не является необходимым во второй жидкости. Гравий застревает в кольцевом пространстве ствола скважины между сеткой и пластом и замедляет получение материала в виде частиц во время добычи жидкости из скважины. В альтернативном варианте осуществления изобретения жидкость для гравийного фильтра,вводимая вначале в ствол скважины, также содержит гравий или другие материалы для гравийного фильтра. Гравий застревает в кольцевом пространстве между сеткой и пластом и замедляет получение материала в виде частиц во время добычи жидкости из скважины. В другом варианте осуществления настоящего изобретения скорость фильтрации буровых растворов и жидкостей для вскрытия пласта, приготовленных с вязкоупругими поверхностно-активными веществами, может быть уменьшена за счет приготовления бурового раствора или жидкости для вскрытия пласта, содержащих эксплуатационные жидкости для буровых скважин, описанные выше. Буровой раствор и жидкость для вскрытия пласта циркулируют через бурильную колонну и до кольцевого канала таким способом, который удаляет буровой шлам и смазочное масло бурильной колонны. Во время циркуляции сшитый полимер образует фильтрационную корку на поверхности пласта. Фильтрационная корка снижает фильтрацию в пласт за счет создания барьера с низкой проницаемостью. Используют те же жидкостьноситель, вязкоупругое поверхностно-активное вещество и ПФ, которые описаны выше. Следующие примеры приведены для иллюстрации предпочтительных вариантов изобретения. Квалифицированный в данной области специалист поймет, что технологии, раскрытые в следующих примерах, представляют собой раскрытые заявителем технологии, которые хорошо работают при реализации изобретения на практике и, следовательно, могут быть рассмотрены как предпочтительные модели для этой практики. Однако квалифицированному в данной области специалисту в свете представленного описания должно быть понятно, что может быть сделано много изменений в конкретных вариантах, которые раскрыты, и все еще получают аналогичные или подобные результаты без отклонения от сути и объема изобретения. Пример 1. Статические испытания фильтрации. Испытания по оценке фильтрации проводят с использованием метода статического испытания с 3 мкм алокситовым диском, представляющим собой пористую среду (проницаемость около 400 мД) при перепаде давления 0,89 кПа (85 фунтов/кв. дюйм) (9,04 МПа/м)(150F). На начальной стадии 100 мл данной жидкости помещают в высокотемпературную ячейку высокого давления. Просачивание в граммах измеряют при различных временных точках приблизительно до 60 мин. Статическое испытание фильтрации проводят в соответствии с публикацией Economides, Nolte, ReservoirStimulation, 3-rd Edition, John Wiley and Sons,New York, 2000, Ch. 8, pp. 8-23-8-26. Приготовлено одиннадцать водных жидкостей, которые представлены ниже. Таблица 1 25 мл/л ВУ-ПАВ +1,8 г/л (15 ф/тг) кальцита + 1,2 г/л (10 ф/тг) гуарана + 4 мл/л борного сшивающего агента + 4 мас.% КСl 25 мл/л ВУ-ПАВ +1,2 г/л (10 ф/тг) гуарана + 4 2 мл/л борного сшивающего агента + 4 мас.% КСl 3 100 мл/л ВУ-ПАВ +4 мас.% КСl 4 25 мл/л ВУ-ПАВ + 3 г/л (25 ф/тг) гуарана +4 мас.% КСl 25 мл/л ВУ-ПАВ + 3 г/л (25 ф/тг) смеси кальцит/крахмал 5+ 4 мас.% КСl 25 мл/л ВУ-ПАВ + 0,6 г/л (5 ф/тг) гуарана + 4 7 мл/л борного сшивающего агента + 4 мас.% КСl 8 3 г/л (25 ф/тг) гуарана + 2 мас.% КСl 9 25 мл/л ВУ-ПАВ + 3 г/л (25 ф/тг) ГПЦ + 4 мас.% КСl 3 г/л (25 ф/тг) гуарана + 0,18 мл/л борного сши 10 вающего агента +2 мас.% КСl 11 25 мл/л ВУ-ПАВ +4 мас.% КСl ф/тг (ppt) - фунтов на тысячу галлонов жидкости-носителя 1 Используемое ВУ-ПАВ состоит, по существу,из 61%-ного раствора эруцилбис(2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорида в спирте и воде. Борный сшивающий агент состоит из декагидрата тетрабората натрия в упаковке, предохраняющей от замерзания растворителя, за исключением борного сшивающего агента в опыте 10, где он представляет собой борную кислоту. Все жидкости с гуараном и бором имеют рН между 8,6 и 10. Кальцит имеет следующие характеристики: Размер, меш 18 меш 30 меш 50 меш 80 меш 140 меш 270 меш 400 меш Смесь крахмал/кальцит содержит 35% предварительно желатинизированного раствора крахмала,65% кальцита и до баланса кремнезем и другие добавки, обычно используемые для улучшения течения и работы с суспензией в полевых условиях. Результаты этих опытов представлены на фиг. 1 и 2. Выбор, какую жидкость представлять на фиг. 1 24 или 2, сделан исключительно ради ясности при понимании чертежей. Говоря кратко, жидкость 10 представляет собой жидкость для гидроразрыва на основе полимера, которая известна в данной области,и жидкость 11 представляет собой жидкость для гидроразрыва на основе ВУ-ПАВ, которая также известна в данной области (см., патент США 5964295). Жидкость 11 подвергается быстрой, нежелательно высокой фильтрации (80 г приблизительно за 2 мин) в диск такой высокой проницаемости. Жидкость 3 представляет собой жидкость для гидроразрыва со значительно повышенной вязкостью(обусловленной приблизительно 4-кратным повышением концентрации вязкоупругого поверхностноактивного вещества). Фильтрация жидкости 3 протекает менее быстро, чем фильтрация жидкости 11, но остается нежелательно высокой (100 г приблизительно за 15 мин). Другой известный механизм снижения фильтрации жидкости для гидроразрыва на основе ВУПАВ состоит в добавлении смеси кальцит/крахмал,что представлено жидкостями 5 и 6. Однако смесь кальцит/крахмал не оправдывает ожидания при понижении фильтрации, особенно ранней фильтрации(также известной как мгновенная фильтрация), даже при концентрации смеси кальцит/крахмал 9 г/л (75 ф/тг). Далее, жидкость 4 представляет собой жидкость 11 на основе ВУ-ПАВ с добавлением 3 г/л (25 ф/тг) гуарана. Жидкость 8 представляет собой жидкость для гидроразрыва 10 на основе полимера без сшивающего агента. То есть в жидкости 4 и 8 сшивающий агент не включен. Гуаран, как полагают,образует фильтрационную корку, но только медленно, и жидкости 4 и 8 действительно уменьшают скорость фильтрации, но только после основной мгновенной фильтрации (приблизительно 70 г в течение приблизительно 5 мин). Таким образом, подвергающийся сшивке полимер, такой как гуаран, который без сшивающего агента образует фильтрационную корку медленно, будет до некоторой степени уменьшать фильтрацию, но не так эффективно, как в присутствии сшивающего агента. Жидкость 9 аналогична жидкости 4, за исключением того, что вместо гуарана она содержит гидроксиэтилцеллюлозу(ГЭЦ). ГЭЦ, как полагают, не образует фильтрационную корку, и жидкость отличается очень высокой фильтрацией (по сравнению с жидкостью 11). Описанные выше наблюдения показывают, что жидкости со сравнимой вязкостью, но различной микроструктуры, могут иметь очень разные характеристики фильтрации. Жидкости 2 и 7 представляют собой жидкости для гидроразрыва в соответствии с настоящим изобретением. Эти жидкости отличаются тем, что концентрация гуарана составляет 1,2 г/л (10 ф/тг) в жидкости 2 и 0,6 г/л (5 ф/тг) в жидкости 7. В обеих жидкостях присутствует борный сшивающий агент в концентрации 4 мл/л. На фиг. 2 показано, что обе жидкости 2 и 7 имеют очень низкую мгновенную фильтрацию (не более чем приблизительно 10 г за 5 мин) и затем теряют только приблизительно 5-10 г в течение остальных 60 мин наблюдения. Низкие концентрации полимера, используемые в жидкостях 2 и 7, не дают сплошную упругую пространственную структуру сшитого полимера при этих условиях с конкретными используемыми полимером и сшивающим агентом. Кроме того, вязкость жидкости меняется незначительно, дополнительно указывая на то, что микроструктура жидкости, а не вязкость сама по себе, является более важной при определении характеристик фильтрации жидкости. Сделан вывод, что образуются гелевые агрегаты,которые слишком большие, чтобы проходить через устья пор, и вместо этого быстро образуют фильтрационную корку низкой проницаемости, которая снижает фильтрацию. Жидкость 1 идентична жидкости 2, за исключением добавления 1,8 г/л (15 ф/тг) кальцита. Эта жидкость изучена, чтобы определить, будет ли добавление обычного понизителя фильтрации улучшать свойства системы полимера и сшивающего агента. Как показано на фиг. 2, добавление 1,8 г/л (15 ф/гт) кальцита не улучшает характеристики (в сравнении с жидкостями 1 и 2, которые дают фактически неразличимые результаты) в условиях проводимых опытов. Пример 2. Динамические испытания фильтрации. Как показано в табл. 2, аналогичные результаты наблюдаются во время динамических испытаний фильтрации (для детального ознакомления с методом испытаний см., Navarrete R.C., Caweizel K.E.,Constien V.G., "Dynamic Fluid Loss in Hydraulic Fracturing Under Realistic Shear Conditions in HighPermeability Rocks", SPE Production and Facilities, pp. 138-143 (August, 1996). Таблица 2. Результаты динамических испытаний фильтрации. Базовая жидкость представляет собой воду, содержащую 20 мл/л ВУ-ПАВ + 4 мас.% КСl. МгноВновь привеннаяCv обретенная Система фильт 1/2 12FLO-TROL Сw = коэффициент фильтрации стенкообразующими материалами;Cv = коэффициент фильтрации, регулируемый вязкостью; ф/тг (ppt) - фунтов на тысячу галлонов жидкости-носителяCw не может быть использован в тех случаях, где он не приведен, так как отсутствует образующий стенки материал. Cv не может быть использован, там где имеет место низкий ограниченный Cw. ПВА представляет собой раствор сшитого поливинилового спирта, который слишком мал, чтобы образовывать фильтрационную корку, и достаточно мал, чтобы занимать пористую среду, что подтверждается невозможностью определить Сw и очень низкой вновь приобретенной проницаемостью. Гуаран, борный сшивающий агент и смесь крахмал/кальцит являются теми же самыми, что и описанные выше. FLO-TROL представляет собой понизитель фильтрации на основе не сшитого крахмала, коммерческий продукт фирмы Ml Drilling. В этом опыте он имеет такие же плохие свойства,что и ПВА. В заключение, эксплуатационная жидкость для буровой скважины на основе ВУ-ПАВ, содержащая гуаран и сшивающий агент, имеет низкие характеристики фильтрации, превосходящие характеристики других жидкостей для гидроразрыва на основе ВУ-ПАВ, в том числе жидкостей, содержащих известные ПФ на основе смеси кальцит/крахмал. Хотя жидкости на основе ВУ-ПАВ проявляют аналогичную фильтрацию, особенно в пластах с низкой проницаемостью, очевидно, что особенно в пластах с высокой проницаемостью, понизитель фильтрации эффективен, когда он содержит материалы, такие как сшитые полимеры, которые являются достаточно большими, что они не занимают пласт, а легко образуют относительно непроницаемую фильтрационную корку. Добавление ПФ на основе кальцита/крахмала к жидкости для гидроразрыва на основе ВУ-ПАВ, содержащей гуаран и сшивающий агент, не улучшает характеристики быстрой фильтрации жидкости в условиях испытания. Однако это не исключает возможности оптимального наполнения некоторыми обычными понизителями фильтрации, что при определенных условиях(проницаемость или сдвиг поперек поверхности пласта) может быть полезно для снижения мгновенной фильтрации. Хотя композиции и способы настоящего изобретения описаны с точки зрения предпочтительных вариантов осуществления, для квалифицированного в данной области специалиста понятно, что могут быть привнесены изменения в композиции и способы и в стадии или в последовательность стадий способа, описанного в документе, без отклонения от концепции, сути и объема изобретения. Более конкретно, очевидно,что некоторые агенты, которые являются близкими как химически, так и физически, могут заме 27 нять агенты, описанные в документе, при этом будут достигаться такие же или подобные результаты. Все такие близкие замены и модификации,очевидные для квалифицированного в данной области специалиста, как полагают, находятся в рамках сути, объема и идеи изобретения, определенных в прилагаемой формуле изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Эксплуатационная жидкость для буровых скважин, содержащая жидкость-носитель; вязкоупругое поверхностно-активное вещество; и по меньшей мере один полимер и по меньшей мере один сшивающий агент, причем указанный полимер и указанный сшивающий агент образуют сшитый полимер; при этом указанный сшитый полимер образует трехмерную полимерную структуру или гелевые агрегаты, достаточно большие, чтобы образовать фильтрационную корку и уменьшать фильтрацию; где указанный сшитый полимер присутствует в концентрации менее чем приблизительно 1,8 г/л. 2. Жидкость по п.1, в которой полимер выбран из полисахаридов, целлюлозы, гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ), полиакриламидов или крахмала. 3. Жидкость по п.1 или 2, в которой полимер присутствует в концентрации менее чем приблизительно 1,2 г/л жидкости-носителя. 4. Жидкость по любому из пп.1-3, в которой сшивающий агент включает соединение металлоида или металла, имеющих свободную d-орбиталь. 5. Жидкость по п.4, в которой сшивающий агент включает бор, присутствующий в концентрации менее чем приблизительно 250 ч/млн бора. 6. Жидкость по любому из пп.1-5, в которой вязкоупругое поверхностно-активное вещество присутствует в количестве приблизительно от 3 мл/л жидкости-носителя до приблизительно 200 мл/л жидкости-носителя. 7. Жидкость по любому из пп.1-6, в которой вязкоупругое поверхностно-активное вещество выбрано из эруцилбис(2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорида, олеиновой кислоты, эрукамидпропилдиметилбетаина или олеиламидпропилдиметилбетаина. 8. Жидкость по любому из пп.1-7, дополнительно содержащая понизитель фильтрации,включающий неорганический твердый или крахмальный понизитель фильтрации или их смесь. 9. Жидкость по любому из пп.1-8, дополнительно содержащая понижающий вязкость агент. 10. Жидкость по любому из пп.1-9, дополнительно содержащая расклинивающий наполнитель. 28 11. Жидкость по любому из пп.1-9, дополнительно содержащая гравий. 12. Способ обработки подземного пласта,включающий приготовление эксплуатационной жидкости для буровой скважины по любому из пп.1-11 и нагнетание указанной эксплуатационной жидкости для буровой скважины в ствол скважины при таких условиях, при которых образуется фильтрационная корка. 13. Способ по п.12, в котором эксплуатационную жидкость для буровой скважины нагнетают в пласт при таких условиях, что фильтрационная корка образуется при давлении, достаточно высоком, чтобы разорвать пласт. 14. Способ по п.13, включающий приготовление первой жидкости для буровой скважины по любому из пп.1-9, нагнетание указанной первой жидкости для гидроразрыва в пласт при таких условиях, что фильтрационная корка образуется при давлении, достаточно высоком, чтобы разорвать пласт; и затем приготовление второй жидкости для гидроразрыва по п.10 и нагнетание указанной второй жидкости для гидроразрыва в пласт при давлении, достаточно высоком, чтобы разорвать пласт при условиях, которые будут приводить к тому, что расклинивающий наполнитель удерживается в разрыве. 15. Способ создания гравийного фильтра скважины, имеющей сетку, поверхность пласта и кольцевое пространство между ними, который включает приготовление эксплуатационной жидкости для буровой скважины по п.11 и нагнетание указанной эксплуатационной жидкости для буровой скважины в буровую скважину при таких условиях, при которых образуется фильтрационная корка и которые будут приводить к тому, что гравий удерживается в указанном кольцевом пространстве. 16. Способ создания гравийного фильтра скважины, имеющей сетку, поверхность пласта и кольцевое пространство между ними, который включает приготовлениеэксплуатационной жидкости для буровой скважины по п.11 и нагнетание указанной эксплуатационной жидкости в буровую скважину при таких условиях, при которых образуется фильтрационная корка; и также приготовление второй эксплуатационной жидкости для буровой скважины по п.11 при условиях, которые будут приводить к тому, что гравий удерживается в указанном кольцевом пространстве. 17. Способ по п.12, где способ обработки представляет собой способ бурения, включающий работу бурового долота для того, чтобы проникнуть через землю с образованием ствола скважины, а указанная буровая жидкость представляет собой буровой раствор. 18. Способ по п.17, в котором бурение ведется в продуктивной зоне скважины.