Способ кислотной обработки подземной формации

009397 Настоящее изобретение относится к стимулированию подземных скважин. Более конкретно, оно относится к стимулированию материнской породы кислотной обработкой и к кислотному разрыву. Более конкретно, оно относится к новому способу отклонения закачанных кислот для улучшения зонального охвата. Кислотная обработка является способом, в котором кислотный флюид или химически активный флюид контактирует с подземной формацией (материнской породой), пройденной стволом скважины. Окисляющий флюид контактирует и растворяет закупорку пор в призабойной зоне и/или часть материнской породы. Если обработка осуществляется под давлением больше, чем давление разрыва, то закачанный флюид разрывает породу, и основной задачей кислотного флюида является создание каналов и/или дифференцированное травление противолежащих поверхностей разрыва так, что, когда разрыв закрывается после снятия давления закачивания, поверхности больше не совпадают, и остаются пути для движения флюидов, проходящие вдоль поверхности разрыва от конца трещины к стволу скважины и проводящие флюиды формации к стволу скважины для их добычи. Является важным, чтобы закачанный флюид достиг всей целевой зоны для обеспечения максимального полезного эффекта. Это является труднодостижимым из-за естественного стремления кислоты вступать в реакцию с первой же химически активной породой, с которой произошел контакт (из-за того, что она является ближайшей к стволу скважины, или из-за того, что она является наиболее пористой, или из-за того, что она является наиболее достижимой благодаря естественным разрывам или пустотам), как при кислотной обработке материнской породы, так и при кислотном разрыве. В зависимости от однородности породы, скорости реакции кислоты с породой и скорости поступления свежей кислоты в породу, реакция кислоты может быть относительно однородной, может формировать один или более каналов, распространяющихся в породе, или может формировать сеть из многих более мелких каналов, распространяющихся в породе. Все это является хорошо известным специалистам в данной области техники. Попытки добиться полного контакта кислоты со всей зоной формации породы (называемого зональным охватом) включают отклонение кислоты от областей первичного контакта к новым областям. Это делается потому, что иначе кислота будет стремиться продолжить реагировать с первой породой, с которой она вступила в контакт, особенно потому, что она сформирует пути распространения для закачанной впоследствии кислоты. Отклонение также необходимо, когда формация сложена из пластов, имеющих разную проницаемость. Когда имеется различие в проницаемости, первично закачанная кислота будет стремиться проникнуть в наиболее проницаемый слой или слои, и фактически дополнительно увеличит их проницаемость, и затем будет продолжать поступать в эти слои. Отклонение решит эту проблему. Зональный охват может быть достигнут как применением механического способа, такого как закачивание через гибкую насосно-компрессионную трубу (НКТ) в часть целевой формации, успешно изолированной уплотнителями, так и помещением флюида (такого как гель или пена) или добавки (такой как соль) после обработки зоны или части зоны, которые препятствуют поступлению флюида в обработанную зону и отражают кислоту или химически активный флюид от обработанной зоны в новую (еще не обработанную) зону. Вспененные флюиды показали себя способными блокировать формацию не только своей вязкостью, но также и с помощью механизма разрушения и преобразования под действием изменяющихся условий потока. Более того, вспененные флюиды будут блокировать формацию тем эффективнее, чем более размеры пузырьков пены будут сопоставимы с размерами пор. При наличии расслоения (слоев с различной проницаемостью), отклонение достигается путем образования и поддержания устойчивой пены в зоне или зонах с более высокой проницаемостью во время полной обработки. Если для обработки имеется длинная зона, то отклонение достигается путем обработки части зоны кислотой, затем помещения пены для блокировки поступления закачиваемой после кислоты в эту часть зоны и затем закачивания дополнительной кислоты. Эти чередующиеся этапы могут повторяться. Результатом является полный зональный охват обрабатывающим флюидом и эффективное удаление закупоривания кислотой, даже из сильно закупоренных зон. В зависимости от типа и концентрации используемых поверхностно-активных веществ и качества пены, пены могут образовывать различные слои предела текучести. Также известны вспененные флюиды для поддержания твердых частиц и улучшения стабильности и режимов вязкого течения флюидов. Вспененные флюиды признаны также одними из лучших отклоняющих флюидов для кислотной стимуляции. Другими преимуществами вспененных флюидов является то, что они являются,по существу, более чистящими, чем невспененные флюиды, даже если они содержат полимеры, потому что они содержат меньше жидкости, и, тем самым, они помогают вызвать обратный поток и очистку,потому что они обеспечивают системе энергию для преодоления сопротивления, например гидростатического давления, при обратном потоке. То, что они возбуждены, является особенно важным в истощенных пластах. Загущенные флюиды используются в качестве отклонителя, когда они закачиваются уже загущенными вместе с полимером (который может быть в дополнение сшитым) или с вязкоупругой поверхностно-активной системой. Эти флюиды отклоняют точно таким же образом, что и механические устройства,или химикаты, такие как соли, будучи помещенными, куда требуется, для препятствования потоку. Новая технология, вязкоупругие смеси геля и поверхностно-активных веществ также показали себя-1 009397 по-новому полезными при отклонении кислоты или химически активного флюида. В этом случае, будучи составленным правильно (в зависимости от типа и свойств добавок и используемой поверхностноактивной системы), вязкоупругий поверхностно-активный флюид сначала является кислотным и маловязким, и затем этот флюид густеет (увеличивает вязкость) после того, как вся кислота, бывшая в нем,израсходована, и показатель рН увеличился, и, вследствие этого, он временно уменьшил приемистость зоны для дополнительно закачиваемых флюидов после ее стимуляции. Эти материалы (поверхностноактивные вещества в кислоте) иногда упоминаются как вязкоупругие отклоняющие кислотные системы или VDA системы и могут быть использованы для стимуляции разрывов и кислотной обработки. В настоящем описании флюиды, которые были загущены с помощью вязкоупругих поверхностноактивных систем, обозначены как гели или загущенные. Эти флюидные системы проявляют самоотклоняющее поведение, когда они загустевают по мере расхода кислоты. Обычно, изменение вязкости во время расхода кислоты находится в диапазоне от 5 до 300 сР (сантипуаз - единица абсолютной вязкости)(при 170 с-1) в зависимости от температуры. Таким образом, будучи закачанными, они имеют низкую вязкость, и они поступают и вступают в реакцию с первым химически активным материалом материнской породы, с которым они вступили в контакт, но после того, как реакция завершилась, они загустевают и закупоривают эту область формации, заставляя дополнительно закачиваемый флюид поступать в новую область материнской породы. Этого достаточно, чтобы придать материалу самоотклоняющие свойства. Это позволяет дополнительно закачиваемой кислоте или химически активным флюидам дополнительно стимулировать другие зоны нефти и газа или увеличивать вытеснение в водо- или газонагнетательных скважинах. После обработки отклоняющий гель разрушается или обратнотекущими флюидами или внутренним разрушителем. Эти техники могут быть применены в любых ситуациях, в которых контакт со всей целевой материнской породой затруднен. Например, в вертикальных или искривленных скважинах, целевая материнская порода может быть разделена на слои, которые имеют различные проницаемости (или разные реакционные способности к кислоте или химически активному флюиду), или целевая формация может быть настолько толстой (сверху донизу), что по одной или более некоторым причинам будет сложно обеспечить контакт со всей целью за одну обработку. Техники отклонения могут также быть применимыми и необходимыми в горизонтальных скважинах; в этих случаях, формация может и не быть толстой, но расстояние, на которое ствол скважины проходит формацию, может быть большим, так что будет очень трудным закачивать кислоту за один прием для достижения дальнего конца ствола скважины, прошедшей формацию. Несмотря на то, что известно много способов отклонения кислоты, они могут требовать издержек,сложного оборудования и отнимающих много времени операций, если они являются механическими. Если они являются химическими, они могут быть неэффективными и давать неполный зональный охват,часто требовать многочисленных добавок, много этапов и большого количества материалов, и, затем,могут требовать времени и дополнительных химических обработок для их удаления. Таким образом, есть необходимость в простом, недорогом, быстром, обратимом способе эффективного отклонения. Сущность изобретения Варианты осуществления этого изобретения влекут за собой методологию, синергически объединяющую свойства самоотклоняющей вязкоупругой флюидной системы со свойствами вспененного флюида для производства более эффективной и более действенной самоотклоняющей системы для кислотной обработки и стимулирующих обработок (таких как кислотная обработка материнской породы или кислотный разрыв (также известный как кислотная обработка разрывов. Способ отклонения, использующий флюид, в котором изначально вспененная кислота густеет по мере расхода кислоты, синергически производящий изменения расширенных свойств для улучшения самоотклоняющих действий во время обработок по кислотной стимуляции. Способ усиливает увеличение вязкости во время изменения вязкости; вызывает изменение предела текучести в дополнение к изменению вязкости; увеличивает изначальную стабильность пены; улучшает очистку формации; увеличивает обратный поток стимулирующего флюида; и увеличивает охват стимулирующим флюидом множественных зон, имеющих изменяющиеся проницаемости. Вспененная самоотклоняющая вязкоупругая кислотная флюидная система обозначается как вязкоупругая возбужденная отклоняющая система. Одним вариантом осуществления изобретения является способ обработки подземной формации,пройденной стволом скважины, кислотой путем закачивания вязкоупругой возбужденной отклоняющей системы и кислоты. Дополнительно эти этапы могут повторяться чередуясь. Обычно, формация является карбонатом или формацией песчанника с содержанием карбоната более чем примерно 10% по весу. Кислота может быть вспенена, загущена или замедлена и может содержать взаимный растворитель. Кислота может быть соляной кислотой, плавиковой кислотой, муравьиной кислотой, уксусной кислотой, лимонной кислотой, гликолевой кислотой, малоновой кислотой, винной кислотой и их смесью. Необязательно кислота может включать в себя моноаминополикарбоновые кислоты, полиаминополикарбоновые кислоты, соли моноаминополикарбоновых кислот, соли полиаминополикарбоновых кислот, эфиры моноаминополикарбоновых кислот, эфиры полиаминополикарбоновых кислот, их смеси, смеси их с кислотой из группы, состоящей из соляной кислоты, плавиковой кислоты, муравьиной кислоты, уксусной ки-2 009397 слоты, лимонной кислоты, гликолевой кислоты, малоновой кислоты, винной кислоты и их смеси. Вязкоупругая возбужденная отклоняющая система вспенена с возможным использованием поверхностноактивного вспенивающего вещества, газом, выбранным из группы, состоящей из азота, моноксида углерода, диоксида углерода, природного газа, или смеси одного или более этих газов; предпочтительно вязкоупругая возбужденная отклоняющая система вспенена диоксидом углерода. Вязкоупругая возбужденная отклоняющая система содержит вязкоупругое поверхностно-активное вещество, которое имеет структуру в которой R1 является гидрокарбильной группой, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой, и имеет от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; R2 является водородной или алкильной группой, имеющей от 1 до примерно 4 атомов углерода; R3 является гидрокарбильной группой, имеющей от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Y является электроно-акцепторной группой. Предпочтительно, чтобы электроноакцепторная группа являлась четвертичным амином или оксидом амина. Более предпочтительно, чтобы поверхностно-активное вещество являлось бетаином, имеющим структуру в которой R является гидрокарбильной группой, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой, и имеет от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; n = от примерно 2 до примерно 4; и р = от 1 до примерно 5, и смеси этих компонентов. Наиболее предпочтительно, чтобы поверхностно-активное вещество являлось бетаином, в котором R является С 17 Н 33 или С 21 Н 41, и n=3 и р=1. Другим вариантом осуществления является способ обработки подземной формации, пройденной стволом скважины, включающий закачивание первой кислоты и закачивание вязкоупругой возбужденной отклоняющей системы, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, вторую кислоту и газ. Газ может быть закачан по насосно-компрессорной трубе, и вторая кислота и вязкоупругая возбужденная отклоняющая система могут быть закачаны последовательно через кольцеобразный зазор между насосно-компрессорной трубой и обсадной трубой. В качестве альтернативы, газ может быть закачан через кольцеобразный зазор между насосно-компрессорной трубой и обсадной трубой, и вторая кислота и вязкоупругая возбужденная отклоняющая система могут быть закачаны последовательно по насоснокомпрессорной трубе. Насосно-компрессорная труба может быть свернутой компрессорной трубой, которая может двигаться в стволе скважины во время обработки. В качестве альтернативы, и возбуждающий газ, и вязкоупругий отклонитель, и кислота могут быть закачаны вместе по насосно-компрессорной трубе или вместе по кольцеобразному зазору между насосно-компрессорной трубой и обсадной трубой. Краткое описание чертежей Фиг. 1 показывает обрабатывающее давление как функцию от объема обрабатывающего флюида,закачанного для обработки в соответствии с изобретением; фиг. 2 - обрабатывающее давление как функцию от объема обрабатывающего флюида, закачанного для обработки с отклонителем, не подходящим для изобретения. Подробное описание изобретения В противоположность пенам и уже загущенным материалам, которые отклоняют путем сопротивления потоку сразу, как только они помещены, самоотклоняющие возможности кислотных систем, таких как вязкоупругая возбужденная отклоняющая система, должны на месте увеличивать вязкость во время кислотной стимуляции, и эффективность и действенность отклонения зависят от величины изменения вязкости. В добавление, увеличение предела текучести флюида, например увеличение предела текучести пены, также показало себя способным увеличивать сопротивление потоку флюида в пористой среде, в насосно-компрессорной трубе и в кольцевом зазоре. В настоящем изобретении предложен способ отклонения, который имеет результатом не только преимущества отдельных свойств и вспененных и вязкоупругих самоотклоняющих флюидных систем,но также имеет результатом синергическое воздействие, которое улучшает некоторые полезные результаты каждой вышеупомянутой системы. Этот способ отклонения кислоты или химически активных флюидов для обработки материнской породы или разрывающих флюидов использует возбужденный газ для возбуждения и/или вспенивания кислотного флюида, содержащего вязкоупругие поверхностноактивные системы для создания отклоняющего флюида. В настоящим описании флюид, используемый в вариантах осуществления изобретения, будет называться вязкоупругая возбужденная отклоняющая система или VED система. VED система является вспененным флюидом, в котором непрерывной фазой является водная, содержит вязкоупругую поверхностно-активную систему и кислоту, и вязкость водной-3 009397 фазы является такой же, как у воды, или близкой к ней, когда вспененный флюид сформирован, но увеличивается, если кислота вступает в реакцию. В настоящем описании используется термин пена, при этом следует понимать, что возбужденный флюид не обязательно должен быть газом при условиях, в которых пена производится или использована. Например, возбужденный флюид может быть диоксидом углерода и может находиться в состоянии выше своей критической температуры или своего критического давления, или с ними обоими, так что это может быть газ, жидкость или суперкритический флюид. Строго говоря, система является дисперсией, когда частицы любого типа (например, твердые, жидкие, суперкритические флюиды или газ) диспергированы в непрерывной или внешней фазе отличающегося состава (или состояния). Пена является дисперсией, в которой значительная по объему часть фазы диспергирована в форме пузырьков (внутренняя, диспергированная или прерывистая фаза) в жидкости, в твердом веществе или геле, и эти пузырьки отделены один от другого тонким слоем непрерывной фазы между ними. Таким образом, в этих системах, если газ сконденсирован или является суперкритическим,флюид можно было бы более правильно назвать дисперсией, но здесь будет использован более общий нефтепромысловый термин пена для флюида и газа для дисперсной фазы. Флюид называется возбужденным, если дисперсная фаза является конденсированной фазой или газом, который будет расширяться, когда будет ослаблено давление, или когда повысится температура, и, например, таким образом увеличивается движущая сила для потока. Флюид обычно называется пеной, когда он содержит от примерно 52% дисперсной фазы (ниже которого пузырьки не все будут касаться один другого) до примерно 96% по объему дисперсной фазы (выше которого это называется туманом). Когда он содержит меньше чем примерно 52% дисперсной фазы, то флюид в нефтепромысле называют возбужденным; в нефтепромысле возбужденные флюиды обычно содержат по меньшей мере примерно 10% дисперсной фазы. Пены могут отклонять, так как возбужденные флюиды могут содержать достаточно газа для поддержания дисперсной фазы и непрерывной фазы и, таким образом, существенно увеличивать вязкость и сопротивление потоку, но даже неотклоняющие флюиды все равно являются полезными, потому что они могут увеличивать обратный поток и очистку. Вспенивающие вещества для VED систем предпочтительно являются поверхностно-активными веществами, которые могут формировать системы VDA флюидов, которые являются поверхностноактивными веществами, поддерживающими низкую вязкость, когда они диспергированы в кислотных флюидах, но производят вязкоупругие гели во время или после расходования кислоты. То есть, одни и те же поверхностно-активные вещества нормально используются для формирования VDA систем и пены. Однако в объем вариантов осуществления изобретения входит использование смеси поверхностноактивных веществ для достижения наиболее желательного сочетания эффектов вспенивания и VDA системы. Все могут быть поверхностно-активными веществами, формирующими VDA систему, или одно или более могут быть только пенообразователями. Вспенивающая добавка или вспомогательное поверхностно-активное вещество может быть добавлено к флюиду для увеличения стабильности пены,особенно при высоких температурах и высокой минерализации. Примерами таких вспомогательных средств для стабилизации пены являются этоксилированные поверхностно-активные вещества и альфаолефиновые поверхностно-активные вещества; такие материалы хорошо известны специалистам в данной области техники. Не ограничивается теорией, но предполагается, что стабильность VED систем уже выше, чем стабильность подобных пен, сделанных без VED системы во флюиде, потому что более высокая вязкость водного флюида компенсирует непрерывную внешнюю фазу. Свойства флюидов, сделанных со смесями поверхностно-активных веществ, могут быть легко определены с помощью простых лабораторных экспериментов, чтобы убедиться в том, что сочетания поверхностно-активных веществ обеспечивают все требуемые свойства флюида и поведение и являются подходящими для задуманного использования, обеспечивая только желаемые свойства и поведение. Внутренней фазой вспененной VED флюидной системы является газ, сконденсированный газ или суперкритический флюид (все они в этом документе будут называться газами). Предпочтительно газами являются азот, моноксид углерода, диоксид углерода, природный газ или смесь из одного или более этих газов. Диоксид углерода является наиболее предпочтительным, особенно в скважинах с низким давлением. Внешняя фаза вспененной VED флюидной системы является предпочтительно кислотным флюидом,применяемым для стимуляции резервуаров, содержащих углеводороды. Конкретные кислоты выбираются в соответствии с хорошо известными рекомендациями в зависимости от типа породы формации и ее примесей, совместимости кислоты с другими компонентами флюида и с другими материалами, с которыми флюид может войти в контакт, совместимости кислоты и побочных продуктов реакции кислоты с другими имеющимися материалами, и других аспектов работы, таких как температура и скорости закачивания. Тем не менее, выбор типа и концентрации кислоты также сильно зависит от способности VED системы формировать пену и испытывать соответствующее увеличение вязкости при расходовании кислоты. Предпочтительно, чтобы кислота была соляной кислотой. Процентное отношение объема диоксида углерода (качество) во флюиде предпочтительно находится в диапазоне от примерно 30 до примерно 90% газа (или суперкритического флюида) по объему. В общем, чем выше качество пены, тем эффективнее отклонение. Оптимальное качество пены, при котором достигается оптимальная отклоняющая производительность, зависит от типа флюида, используемого-4 009397 как внутренняя фаза (возбудитель), температуры и прилагаемого давления, скоростей потоков VED системы и стимулирующей кислоты, и пористости породы формации. Даже если качество низкое, все еще имеются выгоды от возбуждения флюида. На самом деле, возбужденный флюид может иметь меньшую вязкость, чем вспененный флюид, что выражается в увеличении обратного потока флюидной системы и,таким образом, увеличении очистки после обработки. Это увеличение очистки приводит к лучшему сохранению проницаемости формации после обработки, выражающееся в большей добыче из углеводородсодержащей обработанной формации. Неограничивающие примеры подходящих вязкоупругих поверхностно-активных веществ, пригодных в производстве вязкоупругих поверхностно-активных гелевых систем, VDA систем и VED систем,могут быть найдены в патенте США 6482866, в патенте США 6435277 и в заявке на патент США 2002/0023752, все они таким образом включены в настоящее описание в качестве ссылки, и все они переуступлены тому же правоприемнику, как и настоящее изобретение. Эти материалы (поверхностноактивные вещества в кислоте) известны как вязкоупругие отклоняющие кислотные системы или VDA системы. Они также могут содержать вспомогательные поверхностно-активные вещества, соли, спирты с низким молекулярным весом, в особенности метанол, другие добавки для увеличения вязкости и стабильности, как описано в упомянутых выше ссылках. Дополнительно, так как они являются кислотами,которые будут вступать в контакт с металлическими частями скважины, они должны содержать ингибиторы коррозии; они также могут содержать другие подходящие добавки к нефтепромысловым флюидам,такие как добавки для контроля железа, антиоксиданты, моющие вещества, высокотемпературные ингибиторы, неэмульгирующие вещества, хелатирующие агенты, ингибиторы образования отложений. Совместимость и пригодность добавок должны быть протестированы, как обсуждалось ранее. Несмотря на то, что они фактически являются материалами с низкой вязкостью, когда закачаны, и загустевают по мере расхода кислоты, закачиваемые материалы часто называются гелями. Те же самые поверхностноактивные вещества могут быть включены в состав флюидов, которые изначально являются гелями, смешанными на поверхности, если другие компоненты составлены отдельно, особенно, если туда не включена сильная кислота. Вязкоупругие поверхностно-активные гелевые системы (такие как VDA системы) признаны находящимися в числе лучших отклоняющих флюидов для кислотного стимулирования (кислотной обработки материнской породы) и способными управлять образованием каналов (в виде червоточин) и травлением карбонатных формаций во время стимуляции разрывов (кислотный разрыв или кислотная обработка разрывов). Предпочтительные поверхностно-активные вещества имеют следующую амидную структуру в которой R1 является гидрокарбильной группой, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой, и имеет от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; R2 является водородной или алкильной группой, имеющей от 1 до примерно 4 атомов углерода; R3 является гидрокарбильной группой, имеющей от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Y является электроно-акцепторной группой. Предпочтительно, чтобы электроноакцепторная группа являлась четвертичным амином или оксидом амина. Более предпочтительно, чтобы поверхностно-активное вещество являлось бетаином, имеющим структуру в которой R является гидрокарбильной группой, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой, и имеет от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; n = от примерно 2 до примерно 4; и р = от 1 до примерно 5, и смеси этих компонентов. Наиболее предпочтительно, чтобы поверхностно-активное вещество являлось бетаином, в котором R является С 17 Н 33 или C21H41, и n=3 и р=1; они называются ВЕТ-О-30 и ВЕТ-Е-40 соответственно. Как неограничивающие примеры, ВЕТ-О-30 и ВЕТ-Е-40 цвиттерионные поверхностно-активные вещества оказались особенно полезными при образовании VDA систем. ВЕТ-О-30 так обозначен, потому что приобретается у поставщика (Rhodia, Inc. Cranbury, New Jersey, U.S.A.) и называется Mirataine BETO-30, потому что он содержит сложноэфирную группу олеиловой кислоты (включающую С 17 Н 33 концевую группу) и содержит 30% активного поверхностно-активного вещества; остаток содержит, в основном, воду, небольшое количество хлорида натрия и изопропанол. Аналогичный материал, ВЕТ-Е-40,также поставляется поставщиком Rhodia и содержит группу сложного эфира эруковой кислоты (включающую С 21 Н 41 концевую группу) и составляет 40% активного компонента, с остатком, также содержащим, в основном, воду, небольшое количество хлорида натрия и изопропанол. Поверхностно-активные вещества поставляются в этом виде, со спиртом и гликолем, для улучшения растворения поверхностно-5 009397 активного вещества в воде при таких высоких концентрациях и для поддержания в виде однородного флюида при низких температурах. При использовании, после разбавления, количества других компонентов полученных материалов являются несущественными. BET поверхностно-активные вещества и другие описаны в патенте США 6482866. Вспененные самоотклоняющие флюиды повышают эффективность отклонения/стимуляции, например, в сильно растресканных резервуарах, в многослойных резервуарах, обладающих большой разницей в проницаемости, в плотных резервуарах и в отклоняющихся и горизонтальных резервуарах с проникающими скважинами. Увеличение эффективности отклонения позволяет использовать меньший объем отклоняющего флюида. Более того, самоотклоняющий гель является внешней фазой, распространяющейся вокруг пузырьков газа, формирующих внутреннюю фазу. Площадь поверхности гелевой фазы,таким образом, значительно увеличивается благодаря тому, что система имеет структуру пены. Это позволяет достичь гораздо большего эффективного контакта загущенного материала с добываемым углеводородом или с растворителем, таким как взаимный растворитель или дизельное топливо из растворителя предварительной промывки. VDA системы повышенной вязкости разрушаются с помощью разрыва мицелл путем контакта с многими другими флюидами. Водные флюиды разрушают мицеллы как разжижением поверхностно-активного вещества, так и, в некоторых случаях, изменением ионной силы водной фазы. Углеводородные флюиды также разрушают мицеллы путем разрушения их структуры. Материалы,такие как, но не ограничены ими, взаимные растворители, такие как, но не ограничены ими, гликоли наподобие этиленгликольмонобутилового простого эфира, могут фактически закачиваться так, что они вступят в контакт с VDA системой и разрушат ее за приемлемое время. Например, взаимный растворитель может быть закачан до того, как закачана VDA система, так что во время противотока взаимный растворитель разрушит VDA систему. Разрушение мицелл значительно уменьшает вязкость VDA систем,что затем позволяет флюидам течь в заблокированные перед этим зоны и сильно улучшает очистку ствола скважины, в частности, это означает, что требуется только небольшое давление для очистки ствола скважины для хорошей очистки, что приводит к упрощению операций и уменьшению стоимости очистки. Более того, так как отклоняющий флюид является пеной, то он имеет меньшую плотность, чем невспененный флюид; следовательно, он вносит меньший вклад в гидростатическое давление во время очистки. Меньшее гидростатическое давление и возбуждение вместе облегчают очистку. Основная кислотная обработка (кислотный флюид), которая чередуется с VED системой, может быть любой из множества нефтепромысловых кислот, обычно используемых при стимулировании материнской породы и кислотном разрыве, только при условии, чтобы они были совместимы с VED системой. Такие кислоты включают традиционные кислоты или загущенные кислоты, замедленные кислоты,кислоты с задержкой высвобождения, или эмульгированные кислоты. Обычно они должны включать ингибиторы коррозии. Загущенные кислоты обычно загущиваются с помощью полимеров (таких как ксантановая смола, N,N-бис(2-гидроксиэтил)таллоаминацетат, и акриламидные полимеры и сополимеры. Эмульгированные кислоты присутствуют обычно во внутренней водной фазе водно-маслянных эмульсий, в которых масло является обычно дизельным топливом и/или керосином, и эмульгирующее вещество может быть, среди других вариантов, диэтаиоламидом кислоты таллового масла, или кокоалкиламинами и кокоалкилацетатами. Кислоты могут также быть с задержанным высвобождением или замедленные, полученные инкапсуляцией, химической реакцией, использованием кислот-предшественников или использованием буферных растворов, которые изменяются со временем и/или от температуры. Все эти спсобы являются хорошо известными в данной области техники. Обычные характерные компоненты кислот этих кислотных флюидов включают соляную кислоту, плавиковую кислоту, муравьиную кислоту,уксусную кислоту, лимонную кислоту, гликолевую кислоту, малоновую кислоту, винную кислоту и их смеси. Кислотный флюид выбирается таким образом, чтобы скорость и объем реакции с материнской породой формации были подходящими. Наиболее общими концентрациями кислот, например для соляной кислоты, являются 5, 15, 20 и 28%. Другие растворяющие материнскую породу материалы могут быть использованы и будут рассматриваться как кислотные флюиды и кислоты для целей этого обсуждения. Такими материалами являются, например, хелатирующие агенты, такие как аминокарбоновые кислоты, поликарбоновые кислоты, полиаминокарбоновые кислоты, полиаминополикарбоновые кислоты, их эфиры (или другие продукты конденсации) и соли, и смеси кислот, сложных эфиров или солей. Все это обычно смешивается с неорганической кислотой, такой как соляная кислота. Известно, что некоторые такие растворяющие материнскую породу материалы неблагоприятно воздействуют на VDA системы или VED системы при определенных условиях, зависящих от температуры, требуемой длительности использования, типа и концентрации поверхностно-активного вещества, и типа и концентрации растворяющего материнскую породу материала. Таким образом, когда такие материалы, или фактически любые добавки, включаются в VDA флюидную систему или используются с VDA флюидной системой, то должны быть выполнены тесты для того, чтобы убедиться, что они не воздействуют неблагоприятно на VDA систему или VED систему,заставляя VDA систему густеть слишком быстро, a VDA систему не густеть, когда вырабатывается кислота, заставляя вязкость VDA систем после загущения быть недостаточной, заставляя предел текучестиVED системы быть недостаточным, или уменьшая полезное время существования VED системы путем уменьшения стабильности пены или мицелл. Такое тестирование на совместимость и пригодность добавок является обычным для флюидов, используемых в нефтепромысловых обработках. Если окажется желательным или необходимым убедиться в том, что VED и/или VDA система и кислотный флюид не взаимодействуют, потому что, например, они могут образовывать осадок или один разрушать другой, то в объем вариантов осуществления этого изобретения входит включение разделителя между системами для того, чтобы держать их раздельно. Неограничивающими примерами такого разделителя являются рассол и полимерсодержащий флюид. Если единственным нежелательным взаимодействием яляется то, что один компонент разрушает другой, но не разрушает формацию, то работа может быть выполнена, так как имеется достаточное дополнительное количество какого-либо или всех флюидов, так что некоторые из них или все будут принесены в жертву, когда произойдет разрушение, но останется достаточно, чтобы работа продолжалась, как требуется. В большинстве случаев, кислота закачивается первой, за ней VED система, за ней другая кислотная стадия. Очень часто за этим следует одна или более дополнительных последовательностей отклонителя и кислоты. Также является общей практикой в кислотных обработках использование предварительных промывок, разделителей, взаимных растворителей, постпромывок и других флюидов в соединении с основными кислотными обработками и отклонителями. Эти разнообразные флюиды используются для удержания закачанных флюидов, побочных продуктов закачанных флюидов или продуктов реакции,природных флюидов, добываемых флюидов и так далее, от соприкосновения друг с другом, если обнаружатся нежелательные взаимодействия. Взаимные растворители также могут быть использованы для разрушения поверхностно-активных гелевых систем. Неограничивающим примером является этиленгликольмонобутиловый простой эфир. Входит в объем вариантов осуществления изобретения и хорошо известно специалистам в данной области техники употребление таких дополнительных флюидов в дополнительных стадиях в вариантах осуществления изобретения. Опять же, добавки должны быть протестированы на годность и совместимость. В этом случае, последствия возможного контакта или смешивания флюидов на последующих стадиях также должны быть протестированы в лаборатории, что является очевидным для специалистов в данной области техники, чтобы убедиться, что достигаются желаемые результаты, и что не возникнет нежелательных реакций/взаимодействий. Несмотря на то, что возбуждение флюидов, таких как кислоты, обычно выполняется в скважинах с низким давлением, для увеличения остальных нежелательно низких скоростей потоков во время противотока, синергический эффект, отмеченный при использовании вспененных VDA систем как отклоняющих веществ, делает использование возбужденных флюидов более привлекательным при повышенных давлениях, потому что они могут улучшить отклонение и очистку. Сооружение и завершение скважины может быть выполнено любым способом, известным из уровня техники. Например, ствол скважины может быть открытым отверстием или обсадной трубой, или может быть единичным или множественным завершением. Могут быть использованы любые обычные насадки и завершающее или стимулирующее оборудование низа бурильной колонны, обычно используемые для возбужденых или вспененных флюидов. Обработки проектируются и выполняются традиционными способами, обычно с использованием коммерческого проектирования обработки и выполнения, с использованием оценочного программного обеспечения и коммерческого промыслового оборудования. Возбуждающий флюид (газ) обычно смешивается с VDA системой в скважине предпочтительнее, чем на поверхности, поскольку результирующая VED система может иметь более высокие потери давления на трение, чем отдельно взятый флюид, и, таким образом, VED система может требовать больше гидравлических мощностей для закачки. (Минимизация потерь давления на трение является исключительно важной в скважинах малого диаметра, когда используется гибкая насосно-компрессорная труба, и в очень глубоких скважинах). Однако, смешивание может быть выполнено на или возле поверхности, по желанию. Обычно флюид, который имеет меньшие потери давления на трение, предпочтительно закачивается через кольцеобразный зазор, который имеет большую площадь поверхности. Закачивание возбужденного флюида (газа) обычно продолжается на протяжении всей работы, но оно может быть пропущено на любой из стадий, обеспечивая, по меньшей мере, смешение одной из стадий VDA системы с возбужденным флюидом для формирования VED системы. Более того, некоторое количество газа может быть включено в закачанные VDA и/или кислотные системы для уменьшения их потерь давления на трение. Те, кто знаком с составлением и закачиванием жидкостей, эмульсий, пен и возбужденных флюидов, будут отлично представлять себе, как минимизировать общие потери давления на трение для заданного набора флюидов и конфигурации скважины. Другие средства могут быть использованы для улучшения зонального охвата, особенно в очень длинных промежутках резервуара. Например, насосно-компрессорная труба, как и свернутая (гибкая) насосно-компрессорная труба или буровая труба, могут быть перфорированными через определенные интервалы для увеличения распределения закачанных флюидов. В качестве другого примера, один или более механических изоляторов могут быть использованы для изоляции одной или более частей длинной обрабатываемой зоны, так что обработка может выполняться постадийно. Примерами механических изоляторов являются чашечные резцы и уплотнители, которые могут быть использованы по отдельности-7 009397 или в сочетании. Например, прошедшая формацию скважина длиной в 3000 м может быть изолирована уплотнителями, чашечным резцом или ими обоими на 300 метровые отрезки, для разделения всей работы на 10 стадий. Перфорированная насосно-компрессорная труба может быть использована в сочетании с механической изоляцией. Варианты осуществления были обсуждены для углеводород-добывающих скважин. Однако варианты осуществления изобретения являются также применимыми к нагнетательным скважинам (например,для хранения, сброса или улучшенной добычи) или для добывающих скважин других продуктов, таких как вода, гелий или диоксид углерода. Пример 1. Результаты вспенивания VDA флюидной системы были определены. Водная VDA флюидная система была сделана в соответствии с заявкой на патент США 2002/01327541 и содержит HCl и ВЕТ-Е 40 (бетаиновое поверхностно-активное вещество, поставляемое Rhodia Inc. Cranbury, New Jersey, U.S.A.,которое содержит сложноэфирную группу эруковой кислоты (включающую С 21 Н 41 концевую группу) и составляет 40% активного компонента, с остатком из, большей частью, воды, небольшого количества хлорида натрия и изопропанола). Состав VDA системы был такой, как показано ниже: 15% (по объему) соляной кислоты на каждые 1000 л 6 л ингибитора коррозии 50 л ВЕТ-Е-40 0,6 кг агента, восстанавливающего железо 5 л железо-хелатирующего агента 2 л антиэмульгатора 10 л метанола. Вязкость этого флюида была измерена при комнатной температуре и атмосферном давлении в вискозиметре Фанна 35 и составила примерно 5 сР (сантипуаз). Часть этого материала была затем вспенена воздухом; было оценено по увеличению объема, что пена содержала примерно 10 об.% воздуха. Вязкость этой пены была измерена при комнатной температуре и атмосферном давлении в вискозиметре Фанна 35 и составила примерно 50 сР. (Это был лабораторный эксперимент, выполненный при атмосферной температуре и давлении, и качество пены (объемных процентов газа в пене) было ниже, чем используется в отклоняющих флюидах вариантов осуществления изобретения. Это не является качеством пены, которое может быть предпочтительно использовано в вариантах осуществления изобретения, но является качеством пены, которое может быть достигнуто в лабораторных условиях для демонстрации эффектов,которые достигаются при использовании флюидов вариантов осуществления изобретения). Очевидно,что VDA система может быть вспенена для создания VED системы, и VED система имела гораздо более высокую вязкость, чем VDA система. Пример 2. Полевые испытания кислотного разрыва были выполнены с использованием загущенной кислоты,VDA самоотклоняющей кислотной системы и СО 2. План работ показан ниже в табл. 1. Работа была начата с подушки из 1,2 г/л водного гуара, за которой следовала загущенная основная обрабатывающая кислота, содержащая взаимный растворитель, за которым следовала VDA отклоняющая система (которая стала VED системой после смешивания с СО 2), за которой следовала обычная загущенная основная обрабатывающая кислота, за которой следовала загущенная основная обрабатывающая кислота, содержащая взаимный растворитель, за которой следовали дополнительные последовательности, подробно описанные в табл. 1. Каждая из кислотной и отклоняющей стадий содержала 15 об.% соляной кислоты. Следует отметить, что в последней последовательности первая стадия загущенной основной обрабатывающей кислоты содержала взаимный растворитель, а вторая стадия загущенной основной обрабатывающей кислоты его не содержала. Обработка была затем закончена дополнительной промывкой и основной промывкой. Составы реально использованных флюидов показаны в табл. 2. Жидкий СО 2 бьл закачан через насосно-компрессорную трубу в горизонтальную скважину с открытым стволом на глубину примерно 3650 м; подушка, загущенная кислота, VDA самоотклоняющая кислотная система и промывки были последовательно закачаны через кольцеобразный зазор между обсадной колонной и насосно-компрессорной трубой. Пена приблизительно 40%-ного качества была произведена в скважине, и она поддерживалась по всей подушке, кислоте, отклоняющим стадиям и промывкам. В данном случае насосно-компрессорная труба была натяжной и заканчивалась вместе с обсадной колонной в начале горизонтальной секции открытого ствола. Температура формации была примерно 93 С. Обработка поэтому включала закачку загущенной кислоты в качестве основного стимулирующего флюида и самоотклоняющей кислотной системы (в таблицах обозначена как VDA) в качестве отклонителя в 4 стадии для достижения полного зонального охвата 1220 м горизонтальной скважины. Там, гдеVDA система в скважине контактировала с СО 2, она формировала VED систему. На фиг. 1 показано давление обработки жидкости (загущенной кислоты или VDA системы), в МПа, измеренное на поверхности- 10009397 в процессе обработки относительно закачанного объема в кл (килолитр). Жидкость была закачана при постоянной скорости потока примерно 6,68 кл/мин; так как давление изменялось из-за отклонения, когда жидкость перключалась обратно и изменялась между загущенной кислотой и VDA системой, скорость закачки СО 2 немного отклонялась от заданного примерно 4,45 кл/мин для поддержания общего давления приблизительно постоянным. Как можно видеть на фиг. 1, изменение давления, вызванное вспененной самоотклоняющей кислотой во время стимуляции, было исключительно высоким. Вторая стадия дала изменение давления от примерно 15,9 МПа до примерно 31,0 МПа, что представляет собой неожиданно сильное усиление в более, чем 15 МПа. Значительное увеличение и затем уменьшение обрабатывающего давления показывает,что после того, как VED система загустела, возникло огромное сопротивление потоку, и что, когда закачиваемый флюид был переключен с VED системы на основную обрабатывающую кислоту, основная обрабатывающая кислота легко проникала в формацию, так что она должна была следовать новыми путями и проникать в не бывшую в контакте зону или зоны формации. Последовательные стадии показали, что эти результаты были получены повторно, означая, что последовательность закачки основной обрабатывающей кислоты и затем VED отклоняющей системы могла повторяться до достижения полного зонального охвата. Не ограничивается теорией, но предполагается, что значительное увеличение обрабатывающего давления не может быть отнесено только на счет увеличения вязкости жидкой фазы пены, и дополнительное увеличение приписывается также и увеличению предела текучести. Пример 3. При разрывающей обработке невспененной самоотклоняющей кислотой было зарегистрировано намного меньшее изменение давления. Полевое испытание было выполнено с использованием эмульгированной кислоты (в таблице обозначено как SXE) и VDA самоотклоняющей кислотной системы(VDA) без возбуждения. План работ показан в табл. 3. Работа была начата с подушки из 1,2 г/л водного гуара, за которой следовала стадия гладкой кислоты, за которой следовала стадия VDA отклоняющей системы, за которой следовала стадия эмульгированной основной обрабатывающей кислоты, за которой следовала стадия 1,2 г/л водного гуара, за которой следовала стадия VDA отклоняющей системы, за которой следовала стадия эмульгированной ос- 12009397 новной обрабатывающей кислоты, и за которой следовала стадия из дополнительных последовательностей, подробно описанных в табл. 3. Каждая из отклоняющей и кислотной стадий содержала примерно 20 об.% соляной кислоты в водной части, так что стадии гуара и VDA системы содержали примерно 20% кислоты, но стадии эмульгированной основной обрабатывающей кислоты содержали примерно 14% кислоты по отношению ко всей жидкости (водная фаза плюс нефтяная фаза). Обработка затем была продолжена с дополнительной промывкой. Каждый из флюидов содержал другие добавки в малых количествах, характерных для нефтепромысловых флюидов. Составы реально использованных флюидов показаны в табл. 4. Таблица 4 Эта работа была закачана через перфорированную с шагом примерно 100 м приблизительно горизонтальную обсадную колонну в формацию глубиной примерно 3475 м при обрабатывающем давлении примерно 50 МПа, температуре примерно 88 С и средней скорости закачки примерно 3,5 кл/мин. Обработка, таким образом, включала в себя закачивание эмульгированной кислоты в качестве основного стимулирующего флюида и самоотклоняющей кислотной системы (VDA) в качестве отклонителя в 10 стадий. На фиг. 2 показано обрабатывающее давление жидкости (подушки, эмульгированной кислоты илиVDA системы), в МПа, измереное на поверхности в процессе обработки относительно закачанного объема в кл. Как можно видеть на фиг. 2, изменение давления, вызванное невспененной самоотклоняющей кислотой во время стимуляции, было значительно меньше, чем которое было получено в способе изобретения, показанном на фиг. 1. Работа была выполнена, но потребовались 10 стадий для достижения зонального охвата, и изменения давления от некоторых стадий были маленькими.- 13009397 ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ кислотной обработки или разрыва подземной формации, пройденной стволом скважины,включающий этапы, на которых:a) накачивают вспененную водную вязкоупругую отклоняющую систему, содержащую вязкоупругое поверхностно-активное вещество, кислоту и газ, иb) накачивают основную кислоту для обработки, которая может быть такой же или отличной от кислоты вспененной вязкоупругой отклоняющей системы. 2. Способ по п.1, где два этапа повторяются с чередованием. 3. Способ по п.1 или 2, где основная кислота включает газ. 4. Способ по любому из пп.1-3, где кислота является загущенной кислотой, которая содержит взаимный растворитель, эмульгированную кислоту или замедленную кислоту. 5. Способ по любому из пп.1-4, где кислота является соляной кислотой, плавиковой кислотой, муравьиной кислотой, уксусной кислотой, лимонной кислотой, гликолевой кислотой, малоновой кислотой,винной кислотой или их смесью; или кислота является моноаминополикарбоновой кислотой, полиаминополикарбоновой кислотой, солью моноаминополикарбоновой кислоты, солью полиаминополикарбоновой кислоты, эфиром моноаминополикарбоновой кислоты, эфиром полиаминополикарбоновой кислоты или их смесью, или кислота является их смесью с одной или более кислотой, выбранной из соляной кислоты, плавиковой кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, лимонной кислоты, гликолевой кислоты, малоновой кислоты, винной кислоты или их смеси. 6. Способ по любому из пп.1-5, где вспененная вязкоупругая отклоняющая система включает газ,выбранный из азота, моноксида углерода, диоксида углерода, природного газа, или смесь из одного или более этих газов. 7. Способ по любому из пп.1-6, где вспененная вязкоупругая отклоняющая система включает в себя вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее формулу в которой R1 является гидрокарбильной группой, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой, и имеет от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; R2 является водородной или алкильной группой, имеющей от 1 до примерно 4 атомов углерода; R3 является гидрокарбильной группой, имеющей от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Y является электроно-акцепторной группой, где предпочтительно электроноакцепторная группа является четвертичным амином или оксидом амина. 8. Способ по п.7, где поверхностно-активное вещество является бетаином, имеющим структуру в которой R является гидрокарбильной группой, которая может быть разветвленной или неразветвленной, ароматической, алифатической или олефиновой, и имеет от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; n = от примерно 2 до примерно 4; р = от 1 до примерно 5 и смеси этих компонентов, где предпочтительно R = С 17 Н 33, n = 3, р = 1 и где наиболее предпочтительно R = С 21 Н 41, n= 3 и р = 1. 9. Способ по любому из пп.1-8, где один или оба этапа управляют разрывающим давлением формации. 10. Способ по любому из пп.1-9, где газ закачивают по насосно-компрессорной трубе и вторую кислоту и вспененную вязкоупругую отклоняющую систему последовательно закачивают через кольцеобразный зазор между насосно-компрессорной трубой и обсадной колонной, или где газ закачивают через кольцеобразный зазор между насосно-компрессорной трубой и обсадной колонной, и вторую кислоту и вспененную вязкоупругую отклоняющую систему последовательно закачивают по насоснокомпрессорной трубе. 11. Способ по п.10, где насосно-компрессорная труба является свернутой насосно-компрессорной трубой, или насосно-компрессорная труба является перфорированной.