Разрушающая и вытесняющая жидкость и способ применения

Приведено описание способа очистки ствола скважины перед добычей нефти или газа, где ствол скважины был пробурен с буровым раствором на основе обратной эмульсии, который образует глинистую корку на основе обратной эмульсии. Способ может включать в себя стадии циркуляции разрушающей жидкости в ствол скважины, где разрушающая жидкость включает в себя водную жидкость и иминодиуксусную кислоту или ее соль. Необязательно включаются в нее также кислотный буферный агент и утяжелительный агент. Разрушающую жидкость приготовляют так,чтобы после предварительно определенного периода времени глинистая корка, присутствующая в стволе скважины или на поверхности призабойной зоны, по существу, разрушилась. Другие способы могут включать в себя также бурение ствола скважины с буровой жидкостью на водной основе, которая образует глинистую корку на водной основе, где способ может включать в себя стадии циркуляции разрушающей жидкости в ствол скважины, где разрушающая жидкость может включать в себя водную жидкость и иминодиуксусную кислоту или ее соль. 017008 Перекрестная ссылка на родственные заявки Заявка на данное изобретение согласно 35 U.S.С.119(e) заявляет приоритет предварительной заявки на патент США, регистрационный 60/890586, поданной 19 февраля 2007 г. и, таким образом,включенной в данный документ посредством ссылки во всей ее полноте. Уровень техники Во время бурения ствола скважины в скважине обычно применяют различные жидкости для различных функций. Жидкости могут циркулировать через бурильную трубу и буровую головку в ствол скважины и затем могут последовательно течь восходящим потоком через ствол скважины к поверхности. Во время этой циркуляции буровой раствор может действовать так, что удаляет буровой шлам со дна буровой скважины к поверхности, суспендирует буровой шлам и утяжелитель, когда циркуляция прерывается, регулирует давления в скважине, поддерживает сохранность буровой скважины до тех пор,пока профиль скважины не обсадят и не цементируют, отделяет жидкости из подземной формации обеспечением достаточного гидростатического давления, чтобы предотвратить поступление пластовых жидкостей в буровую скважину, охлаждает и смазывает бурильную колонну и буровую головку и/или максимизирует механическую скорость проходки. В большинстве подземных буровых процедур буровой раствор принимает форму "промывочной жидкости", т.е. жидкости, имеющей суспендированную в ней твердую фазу. Твердая фаза действует для придания требуемых свойств буровой жидкости, так чтобы повысить ее плотность, чтобы обеспечить подходящее гидростатическое давление у подошвы пласта. Буровой глинистый раствор может быть глинистым раствором либо на водной основе, либо на углеводородной основе. Специалисту в данной области должно быть понятно, что глинистый раствор на углеводородной основе обычно основан на комбинации углеводорода и воды в форме обратной ("вода в масле") эмульсии. Буровые растворы могут дополнительно включать в себя полимеры, биополимеры, глины и органические коллоиды для достижения требуемых свойств вязкости и фильтрации. Для повышения плотности можно добавлять тяжелые минералы, такие как барит, оксиды марганца, гематит, оксиды железа, карбонат кальция. Твердые вещества из формации могут включаться в буровой раствор и часто становятся диспергированными в буровом растворе в результате бурения. Кроме того, буровые растворы могут содержать одну или несколько природных и/или синтетических полимерных добавок, включающих в себя полимерные добавки, которые оказывают влияние на реологические свойства (например, пластическую вязкость, величину предела текучести, предельное статическое напряжение сдвига) бурового раствора и полимерные разбавители и флоккулянты. Полимерные добавки, включенные в буровой раствор, могут действовать в качестве агентов регуляции потери раствора. Агенты регуляции потери раствора, такие как крахмал, ксантановая камедь, синтетические полимеры и т.п., разработаны для предотвращения потери раствора в окружающую подземную формацию снижением проницаемости глинистых корок, образуемых на вновь обнаженной поверхности горной породы. Кроме того, полимерные добавки можно применять для придания буровому раствору достаточной пропускной способности и тиксотропии, чтобы буровой раствор был способен переносить обломки выбуренной породы к поверхности и предотвращать оседание обломков выбуренной породы бурового раствора, когда циркулирование прерывается. Можно разработать много буровых растворов для образования тонкой, слабопроницаемой глинистой корки для герметизации проницаемых окружающих формаций, через которые проходит буровая головка. Глинистая корка является важной для предотвращения или уменьшения как потери буровых растворов из-за попадания в окружающую формацию, так и притока жидкостей, присутствующих в окружающей формации. После завершения бурения глинистая корка может стабилизировать ствол скважины во время последующих операций заканчивания скважины, таких как помещение гравийной набивки в ствол скважины. Глинистые корки часто содержат закупоривающие добавки к раствору, обломки выбуренной породы, созданные процессом бурения, полимерные добавки и осадки. Одним свойством бурового раствора является поддерживание этих твердых и полутвердых частиц в стабильном суспендированном состоянии, без значительного осаждения на протяжении шкалы времени операций бурения. Выбор типа бурового раствора, который применяют при бурении, включает в себя точный баланс как хороших, так и плохих характеристик буровых растворов при конкретном применении и типе скважины, которую нужно пробурить. Основные преимущества выбора бурового раствора на углеводородной основе, также известного как промывочный раствор на углеводородной основе, включают в себя лучшую устойчивость буровой скважины, особенно в формациях глинистого сланца, образование относительно более тонкой глинистой корки, чем глинистая корка, достигаемая при применении промывочного раствора на водной основе, превосходную смазку колонны бурильных труб и скважинного бурового оборудования и проникновение солевых слоев без осыпания или расширения сечения скважины, а также другие преимущества, которые должны быть известны специалисту в данной области. Особенно преимущественным свойством промывочных растворов на углеводородной основе являются их превосходные смазывающие качества. Эти смазывающие свойства позволяют проводить бурение скважин, имеющих значительное отклонение от вертикали, как обычно бывает при операциях бурения на некотором расстоянии от берега или глубоководного бурения или когда желательной является-1 017008 горизонтальная скважина. При таких очень отклоненных от вертикали скважинах моментная нагрузка и натяжение на бурильные колонны являются значительной проблемой вследствие того, что бурильная труба расположена против нижней стороны ствола. Часто моментная нагрузка, которая должна быть приложена на бурильную колонну, является высокой, когда применяют промывочные растворы на водной основе. В противоположность этому, промывочные растворы на углеводородной основе обеспечивают образование тонкой, гладкой глинистой корки, которая помогает снижать моментную нагрузку на бурильную трубу, и, таким образом, применение промывочного раствора на углеводородной основе может быть оправдано. Несмотря на многие преимущества применения промывочных растворов на углеводородной основе,они имеют недостатки. В общем, применение буровых растворов и промывочных жидкостей на углеводородной основе имеет высокие первоначальные и эксплуатационные затраты. Эти затраты могут значительно зависеть от диаметра и глубины подвергаемой бурению скважины. Однако более высокие затраты могут быть часто оправданы, если буровая жидкость на углеводородной основе предотвращает обвал стенок в буровой скважине или увеличение обвала, который обычно повышает время и стоимость бурения. Устранение покрытого углеводородом бурового шлама является другой основной заботой, особенно для операций бурения на некотором расстоянии от берега или глубоководного бурения. В этих последних случаях буровой шлам следует либо очистить от углеводорода промывкой раствором детергента, который также должен быть ликвидирован, или буровой шлам должен быть перевезен обратно на берег моря для размещения безопасным для окружающей среды образом. Другим аргументом, который должен быть принят во внимание, являются местные правительственные предписания, которые могут ограничить применение буровых жидкостей и промывочных жидкостей на углеводородной основе по причинам защиты окружающей среды. Промывочные жидкости на углеводородной основе обычно содержат некоторое количество воды либо из состава самого бурового раствора, либо воду можно преднамеренно добавить для влияния на свойства бурового раствора или промывочной жидкости. В таких эмульсиях типа "вода в масле", известных также как обратные эмульсии, для стабилизации эмульсии применяют эмульгатор. В общем, обратная эмульсия может содержать как растворимые в воде, так и растворимые в масле эмульгирующие агенты. Типичные примеры таких эмульгаторов включают в себя мыла поливалентных металлов, жирные кислоты и мыла жирных кислот и другие аналогичные подходящие соединения, которые должны быть известны среднему специалисту в данной области. После выполнения любых операций заканчивания скважины может быть необходимо удаление глинистой корки (на водной основе или углеводородной основе), оставшейся на стенках ствола скважины. Хотя образование глинистой корки является существенным для операций бурения, глинистая корка может быть существенным препятствием для добычи углеводородов или других жидкостей из скважины,если, например, горная формация закупорена глинистой коркой. Глинистая корка может быть также существенным препятствием для применения скважины в качестве нагнетательной скважины, через которую газ (азот, диоксид углерода, природный газ и т.п.) или водные жидкости можно закачивать в формацию при вторичном или третичном процессе добычи. Поскольку глинистая корка является компактной, она часто сильно прилипает к формации и не может легко или полностью быть смыта с поверхности формации действием только жидкости. Удаление глинистой корки на водной основе обычно достигали обработками жидкостями на водной основе, которые включали в себя водный раствор с окислителем (таким как персульфат), раствор хлористо-водородной кислоты, органическую кислоту (уксусную, муравьиную), комбинацию кислот и окислителей и водные растворы, содержащие ферменты. Например, применение ферментов для удаления глинистой корки описано в патенте США 4169818. Хелатирующие агенты (например, EDTA) также применяли для промотирования растворения карбоната кальция. Согласно традиционным сообщениям окислитель и фермент разрушают полимерную часть глинистой корки, и кислоты обычно разрушают карбонатную часть (и другие минералы). Обычно окислители и ферменты неэффективны в разрушении карбонатной части, и кислота является неэффективной при действии на полимерные части. Один из наиболее проблематичных вопросов, относящихся к удалению глинистой корки, включает в себя состав растворов для очистки (разрушения). Например, одним из нескольких обычных компонентов в глинистой корке является карбонат кальция, раствор для разрушения в идеале должен включать в себя соляную кислоту, которая очень быстро реагирует с карбонатом кальция. Однако, хотя такая сильная кислота эффективна для целевого карбоната кальция, она является также реакционноспособной для любого карбоната кальция в формации (например, известняка) и может быть реакционноспособной в отношении других нужных компонентов раствора для очистки или химически несовместимой с ними. Кроме того, раствор для очистки может проникать в формацию, что приводит к неожиданным потерям,повреждению формации, что впоследствии приводит только к частичной очистке или потере контроля скважины.-2 017008 Применение традиционных эмульгаторов и поверхностно-активных веществ в обратных системах буровых растворов, которые образовывали глинистую корку, может дополнительно усложнить процесс очистки в операциях заканчивания скважины при необсаженном забое. В частности, жидкости, в которых применяют традиционные поверхностно-активные вещества и вещества-эмульгаторы, могут требовать применения промывок из растворителей и других поверхностно-активных веществ для прохождения через глинистую корку на углеводородной основе и обращения смачиваемости остаточных частиц. Буровые растворы в виде обратной эмульсии, которые проявляют индуцированную кислотой реакцию фазового превращения, ранее были описаны в патентах США 6218342, 6790811, 6806233 и публикации патента США 2004/0147404, содержания которых включены сюда посредством ссылки во всей их полноте. Жидкости, описанные в этих ссылках, все, содержат одну или другую форму этоксилированного третичного аминового соединения, которое стабилизирует обратную эмульсию, когда она не протонирована. При протонировании аминового соединения обратная эмульсия реверсирует и становится нормальной эмульсией. В большинстве случаев депротонирование аминового соединения позволяет проводить преобразование обратной эмульсии. Очистку скважин, пробуренных таким буровым раствором в виде обратной эмульсии, можно упростить применением промывочной жидкости, которая содержит кислоту в концентрации, достаточной для протонирования аминового поверхностно-активного вещества в бурильной жидкости (и, следовательно,глинистой корке). Проблемы эффективной промывки, стимуляции и заканчивания скважины являются значимыми вопросами в отношении всех подземных скважин и особенно для заканчивания горизонтальной скважины при необсаженном забое. Продуктивность скважины иногда зависит от эффективности и действенности удаления глинистой корки при минимизации потенциала образования водного барьера, закупорки или повреждения иным образом естественных каналов движения жидкости формации, а также от таких процессов комплекса заканчивания. Таким образом, продолжает оставаться потребность в жидкостях для заканчивания и вытеснения, которые эффективно удаляют остаточную глинистую корку, очищают ствол скважины и не ингибируют способность формации производить нефть и газ после того, как скважину ставят на эксплуатацию. Согласно этому существует потребность в растворе для вытеснения и очистки, который может удалять глинистую корку на водной основе и глинистую корку на основе эмульсии без повреждения формации и при возможности легкого помещения раствора в ствол скважины и обеспечения достаточного гидростатического регулирования в течение периода времени, когда механические устройства можно поместить в ствол скважины или активировать дистанционным управлением. Сущность изобретения В одном аспекте настоящее изобретение относится к способу очистки ствола скважины, где ствол скважины бурили буровым раствором в виде обратной эмульсии, которая образует глинистую корку типа обратной эмульсии. Иллюстративный способ включает в себя циркуляцию разрушающей жидкости в стволе скважины и ожидание в течение предварительно определенного периода времени того, чтобы обратная эмульсия глинистой корки, по существу, разрушилась. Иллюстративную разрушающую жидкость можно изготовить с включением водной жидкости и по меньшей мере одной иминодиуксусной кислоты или ее соли, представленных формулой где группы М, каждая независимо, представляют собой атом водорода, атом щелочного металла,аммониевую группу или замещенную аммониевую группу;Y представляет собой двухвалентную алкильную группу, имеющую от 1 до 7 атомов углерода, и двухвалентная алкильная группа может быть замещена гидроксильной группой или группой COOM, где М представляет собой атом водорода, атом щелочного металла, аммониевую группу или замещенную аммониевую группу;W представляет собой атом водорода, гидроксильную группу или группу COOM, где М представляет собой атом водорода, атом щелочного металла, аммониевую группу или замещенную аммониевую группу. Альтернативно, разрушающая жидкость может содержать также кислотный буферный агент, чтобы поддерживать pH ниже предварительно определенной величины, предпочтительно величины приблизительно 3. Кислотный буферный агент можно выбрать из группы кислот и генерирующих кислоту соединений, например минеральных кислот, включающих в себя соляную кислоту, бромисто-водородную кислоту, азотную кислоту, серную кислоту, фосфорную кислоту и их смеси; органических кислот, включающих в себя карбоновые кислоты, такие как муравьиная, уксусная, пропионовая, масляная кислоты, жирные кислоты в диапазоне C5-C30, галогенуксусные кислоты, алкилфосфоновые кислоты, алкилсульфоновые кислоты, соединения, которые гидролизуются с образованием кислот in situ, включающие в себя ан-3 017008 гидриды карбоновых кислот, гидролизуемые эфиры карбоновых кислот; гидролизуемые эфиры фосфоновой кислоты, гидролизуемые эфиры сульфоновой кислоты и их комбинации и смеси, и аналогичные такие соединения, которые могут быть хорошо известны специалисту в данной области. Разрушающая жидкость может дополнительно включать в себя утяжелительный агент, такой как соляной раствор высокой плотности, содержащий водорастворимые соли щелочных и щелочно-земельных металлов. Следующие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения. Подробное описание В одном аспекте описанные в данном контексте варианты осуществления в общем относятся к химическому разрушающему агенту и вытесняющим жидкостям, которые являются применимыми при бурении, заканчивании скважины и эксплуатации подземных скважин, предпочтительно нефтяных и газовых скважин. Применимость жидкостей, описанных здесь, не зависит от применения этоксилированных третичных аминов в жидкостях, применяемых для бурения скважины, однако включение таких соединений, как компонент буровой жидкости, повышает активность настоящих жидкостей. Несмотря на это, широкая пригодность и применимость описанных здесь жидкостей значительно повышаются. Как указано выше, в одном варианте осуществления разрушающая жидкость может быть жидкостью на водной основе, которая может включать в себя водную жидкость и по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль. Кроме того, жидкость на водной основе может необязательно включать в себя водорастворимый полярный органический растворитель, кислотный буферный агент, такой как минеральные кислоты, органические кислоты и соединения, которые гидролизуются с образованием кислот in situ, такие как гидролизуемые ангидриды или эфиры карбоновых кислот; придающий вязкость агент, утяжелитель, такой как соляной раствор с высокой плотностью, ингибиторы окалины; ингибиторы коррозии, взаимно растворимые растворители и комбинации этих и других обычно известных агентов,описываемых ниже. Водная жидкость, применяемая в жидкостях на водной основе, может быть выбрана из группы, включающей в себя морскую воду, соляной раствор, содержащий органические и/или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащие смешиваемые с водой органические соединения, и их комбинации и аналогичные соединения, которые должны быть известны специалисту в данной области. В альтернативном варианте осуществления разрушающая жидкость может быть жидкостью на основе обратной эмульсии, которая может включать в себя неуглеводородную дисперсную фазу и углеводородную непрерывную фазу. Неуглеводородная дисперсная фаза включает в себя по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту (или ее соль) и может дополнительно включать в себя водорастворимый полярный органический растворитель, кислотный буферный агент, такой как минеральные кислоты, органические кислоты и соединения, которые гидролизуются с образованием кислот in situ, такие как гидролизуемый ангидрид или эфир карбоновой кислоты, утяжелитель, такой как соляной раствор с высокой плотностью, придающий вязкость агент и комбинации этих и других обычно известных агентов, описываемых ниже. Углеводородная непрерывная фаза может включать в себя углеводородную жидкость, такую как дизельное топливо или другое подходящее углеводородное или синтетическое масло и эмульгатор. Необязательные другие компоненты могут включать в себя агент, повышающий вязкость, смачивающий агент, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования окалины, очищающие растворители и другие такие соединения, описываемые ниже, которые должны быть известны специалисту в данной области. Углеводородная жидкость, применяемая для получения жидкостей в виде обратных эмульсий, применяемых в практике настоящего изобретения, является жидкостью и более предпочтительно природным или синтетическим маслом, и более предпочтительно углеводородная жидкость выбрана из группы,включающей в себя дизельное топливо, минеральное масло, синтетические масла, такие как синтетические масла на основе сложных эфиров, синтетические масла на основе полиолефинов (т.е. насыщенного и ненасыщенного поли-альфа-олефина, насыщенных и ненасыщенных полимеров олефинов с длинной цепью и внутренней двойной связью), полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны и их смеси и аналогичные соединения, которые должны быть известны специалисту в данной области. Концентрация углеводородной жидкости должна быть достаточной для образования обратной эмульсии и может быть меньше чем приблизительно 99 об.% обратной эмульсии. Однако обычно количество углеводородной жидкости должно быть достаточным для образования стабильной эмульсии при применении в качестве непрерывной фазы. В различных вариантах осуществления количество углеводородной жидкости составляет по меньшей мере приблизительно 30 об.%, предпочтительно по меньшей мере приблизительно 40 об.% и более предпочтительно по меньшей мере приблизительно 50 об.% общей жидкости. В одном варианте осуществления количество углеводородной жидкости составляет от приблизительно 30 до приблизительно 95 об.% и более предпочтительно от приблизительно 40 до приблизительно 90 об.% жидкости в виде обратной эмульсии. Неуглеводородная жидкость, применяемая в составе растворов на основе обратной эмульсии, является жидкостью и предпочтительно водной жидкостью. Более предпочтительно неуглеводородная жидкость может быть выбрана из группы, включающей в себя морскую воду, соляной раствор, содержащий-4 017008 органические и/или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащие смешиваемые с водой органические соединения и их комбинации и аналогичные соединения, которые должны быть известны специалисту в данной области. Количество неуглеводородной жидкости обычно меньше, чем теоретический предел, необходимый для образования обратной эмульсии. В различных вариантах осуществления количество неуглеводородной жидкости составляет по меньшей мере приблизительно 1, предпочтительно по меньшей мере приблизительно 5 и более предпочтительно больше чем приблизительно 10 об.% общей жидкости. Соответственно этому, количество неуглеводородной жидкости не должно быть таким большим, чтобы она не могла быть диспергирована в углеводородной фазе. Так, в одном варианте осуществления количество неуглеводородной жидкости меньше чем приблизительно 70 об.% и предпочтительно от приблизительно 1 до приблизительно 70 об.%. В другом варианте осуществления неуглеводородная жидкость составляет предпочтительно от приблизительно 10 до приблизительно 60 об.% жидкости обратной эмульсии. Иминодиуксусными кислотами (и их солями) для применения в настоящем изобретении являются по меньшей мере одно или несколько соединений, представленных нижеследующей формулой (I) и синтезированных в виде соответствующего производного аминокислоты или аминоспирта с применением известных способов где группы М, каждая независимо, представляют собой атом водорода, атом щелочного металла,аммониевую группу или замещенную аммониевую группу;Y представляет собой двухвалентную алкильную группу, имеющую от 1 до 7 атомов углерода, и двухвалентная алкильная группа может быть замещена гидроксильной группой или группой COOM, где М представляет собой атом водорода, атом щелочного металла, аммониевую группу или замещенную аммониевую группу;W представляет собой атом водорода, гидроксильную группу или группу COOM, где М представляет собой атом водорода, атом щелочного металла, аммониевую группу или замещенную аммониевую группу. В иминодиуксусных кислотах (солях), представленных формулой I настоящего изобретения, группа-COOM предпочтительно представляет собой карбоксильную группу, или ее соль щелочного металла,или соль аммония. Атомом щелочного металла является атом натрия или калия, предпочтительно атом натрия. Примеры групп, представленных Y в формуле I, указываются ниже Примеры иминодиуксусных кислот (солей) включают в себя альфа-аланин-N,N-диуксусную кислоту (соль), бета-аланин-N,N-диуксусную кислоту (соль), аспарагиновая кислота-N,N-диуксусную кислоту(соль), глутаминовая кислота-N,N-диуксусную кислоту (соль), серин-N,N-диуксусную кислоту (соль),этаноламин-N,N-диуксусную кислоту (соль), иминодиуксусную кислоту (соль) и нитрилотриуксусную кислоту (соль), среди которых в данном изобретении предпочтительно применяют глутаминовая кислота-N,N-диуксусную кислоту (соль). Эти иминодиуксусные кислоты (соли) являются соединениями, обладающими хелатирующей способностью, и считается, что они повышают разрушение, диспергирование, растворение или удаление глинистой корки в результате комплексообразования с любым свободным ионом кальция вследствие хелатирующего действия. Жидкости ствола скважины настоящего изобретения содержат одну или несколько этих иминодиуксусных кислот (солей). В одном варианте осуществления иминодиуксусные кислоты (соли) составляют приблизительно от 1 до 99 мас.% разрушающей жидкости на водной основе, предпочтительно приблизительно от 10 до 50 мас.% и более предпочтительно меньше 30 мас.%. В другом варианте осуществления иминодиуксусные кислоты (соли) составляют от приблизительно 1 до приблизительно 50 мас.% разрушающей жидкости на основе обратной эмульсии,предпочтительно от приблизительно 5 до приблизительно 25 мас.% и более предпочтительно меньше 15 мас.%. Как указано выше, в состав описанных здесь жидкостей может быть включен ряд других компонентов. При выборе этих других компонентов нужно учитывать тип создаваемой жидкости (т.е. жидкости на водной основе по сравнению с жидкостью на основе обратной эмульсии), компоненты глинистой корки,которую нужно удалить, условия, существующие на забое скважины, и т.д. Общепринятое лабораторное испытание может обеспечить руководство в отношении того, какие компоненты являются полезными или вредными для достижения требуемых результатов. В вариантах осуществления, в которых применяют водорастворимый полярный органический растворитель, водорастворимый полярный органический растворитель должен быть, по меньшей мере, частично растворим в углеводородной жидкости, но должен также иметь частичную растворимость в водной жидкости. Компонентом полярного органического растворителя настоящего изобретения может быть одноатомный, двухатомный или многоатомный спирт или одноатомный, двухатомный или многоатомный спирт, имеющий полифункциональные группы. Примеры таких соединений включают в себя алифатические диолы (т.е. гликоли, 1,3-диолы, 1,4-диолы и т.д.), алифатические полиолы (т.е. триолы,-6 017008 тетраолы и т.д.), полигликоли (т.е. полиэтиленпропиленгликоли, полипропиленгликоль, полиэтиленгликоль и т.д.), простые эфиры гликолей (т.е. простой эфир диэтиленгликоля, простой эфир триэтиленгликоля, простой эфир полиэтиленгликоля и т.д.) и другие такие подобные соединения, которые могут быть обнаружены применимыми на практике настоящего изобретения. В одном предпочтительном варианте осуществления водорастворимым органическим растворителем является гликоль или простой эфир гликоля, такой как монобутиловый эфир этиленгликоля (EGMBE). В настоящем изобретении можно применять другие гликоли или простые эфиры гликолей, пока они являются, по меньшей мере, частично смешиваемыми с водой. В некоторых вариантах осуществления для повышения растворимости твердых веществ и хелатированных соединений глинистой корки, которые могут образоваться при применении описанных здесь растворов, применяют кислотный буферный агент. Подходящими кислотными буферными агентами являются такие агенты, которые могут поддерживать такое значение pH водной фазы, чтобы не происходило образования осадков, особенно осадков иминодиуксусных кислот (солей). Например, когда применяют глутаминовая кислота-N,N-диуксусную кислоту (соль), значение pH водной фазы должно поддерживаться ниже уровня приблизительно 3 для предотвращения образования осадка кальций-глутаминовая кислота-N,N-диуксусной кислоты. Общепринятое лабораторное испытание и наблюдение наряду с использованием известных из литературы свойств иминодиуксусных кислот (солей) может привести специалиста в данной области к определению этого уровня pH для каждого из описанных здесь соединений иминодиуксусных кислот (солей). Например, требуемый уровень pH можно определить стандартным образом в лаборатории перед применением на промысле простым титрованием достаточным количеством кислоты и жидкости, чтобы предотвратить образование осадка. В качестве кислотных буферных агентов можно применять большое число кислотных и образующих кислоты веществ. Иллюстративные примеры таких кислотных буферных агентов включают в себя минеральные кислоты, такие как соляная кислота, бромисто-водородная кислота, азотная кислота, серная кислота, фосфорная кислота и их смеси,органические кислоты, такие как карбоновые кислоты, такие как муравьиная, уксусная, пропионовая,масляная кислоты, а также жирные кислоты диапазона C5-C30, галогенуксусные кислоты, алкилфосфоновые кислоты, алкилсульфоновые кислоты и т.п. В одном варианте осуществления применяют смесь минеральных и органических кислот, предпочтительно соляной кислоты и муравьиной кислоты. Помимо этого, в качестве кислотных буферных агентов можно применять соединения, которые гидролизуются с образованием кислот in situ. Иллюстративные примеры таких соединений включают в себя гидролизуемые ангидриды карбоновых кислот, гидролизуемые эфиры карбоновых кислот, гидролизуемые эфиры фосфоновой кислоты, гидролизуемые эфиры сульфоновой кислоты и другие аналогичные гидролизуемые соединения, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной области. В одном варианте осуществления гидролизуемый сложный эфир выбирают так, что время для достижения гидролиза предварительно определяют в известных условиях, существующих на забое скважины, таких как температура. В данной области хорошо известно, что температура, а также присутствие источника гидроксид-иона оказывают значительное влияние на скорость гидролиза сложных эфиров. Для данной кислоты, например муравьиной кислоты, специалист в данной области может провести простые исследования для определения времени гидролиза при данной температуре. Хорошо также известно, что, когда длина спиртовой части сложного эфира увеличивается, скорость гидролиза уменьшается. Так, систематическим варьированием длины и разветвления спиртовой части сложного эфира можно регулировать скорость высвобождения муравьиной кислоты и, таким образом, можно предварительно определить разрушение эмульсии глинистой корки типа обратной эмульсии. В одном предпочтительном варианте осуществления гидролизуемым эфиром карбоновой кислоты является эфир муравьиной кислоты и C4-C30-спирта. В другом варианте осуществления гидролизуемым эфиром является эфирC1-C6-карбоновой кислоты и C2-C30-полиспирта; можно применять также алкиловые ортоэфиры. В одном варианте осуществления гидролизуемый эфир карбоновой кислоты составляет приблизительно от 1 до 30 об.% разрушающей жидкости на водной основе, предпочтительно приблизительно от 5 до 15 об.%. В другом варианте осуществления гидролизуемый эфир карбоновой кислоты будет составлять от приблизительно 0,5 до приблизительно 15 об.% разрушающей жидкости на основе обратной эмульсии и предпочтительно от приблизительно 1 до приблизительно 10 об.%. В иллюстративном варианте осуществления применяют утяжелитель для увеличения плотности общего раствора для соответствия плотности бурового раствора и обеспечения достаточного гидростатического напора, так чтобы скважина могла оставаться под контролем. Для утяжеления описанных здесь жидкостей предпочтительно применяют соляной раствор с высокой плотностью, содержащий соли щелочных и щелочно-земельных металлов. В качестве твердых веществ, не содержащих агентов утяжеления, можно применять, например, соляные растворы, составленные с высокими концентрациями солей,галогенидов, формиата, ацетата, нитрата и т.п. натрия, калия или кальция; соли цезия, формиат, ацетат,нитрат и т.п., а также другие соединения, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной области. Выбор утяжелителя может частично зависеть от требуемой плотности разрушающей жидкости,что известно среднему специалисту в данной области.-7 017008 Эмульгатор, применяемый при получении разрушающей жидкости на основе обратной эмульсии,следует выбрать так, чтобы получить стабильную обратную эмульсию. Выбор эмульгатора может быть таким, чтобы обратная эмульсия разрушалась со временем и/или при применении нагрева. Например,эмульгатор может быть выбран так, чтобы при изменении pH неуглеводородной фазы обратной эмульсии величина гидрофильно-липофильного баланса (HLB) эмульгатора достаточно смещалась для дестабилизации обратной эмульсии. Специалист в данной области должен знать, что величина HLB определяет полярность молекул в диапазоне 1-40, которая увеличивается с увеличением гидрофильности эмульгатора. При наличии большого разнообразия доступных эмульгаторов для обратных эмульсий специалисту в данной области нужно только провести обычный отбор эмульгаторов образованием обратной эмульсии для выбора эмульгатора, подходящего для применения в описанных здесь жидкостях. В одном варианте осуществления эмульгатор может быть выбран так, чтобы после образования обратной эмульсии добавление небольшого количества муравьиной кислоты могло привести к разрушению эмульсии. Предпочтительные эмульгаторы могут включать в себя Versawet и Versacoat, которые коммерчески доступны от M-I L.L.C., Houston, Texas. Альтернативно, можно применять чувствительный к кислотам эмульгатор на основе амина, такой как эмульгаторы, описанные в патентах США 6218342, 6790811 и 6806233,содержание которых включено здесь в качестве ссылки. Примеры таких эмульгаторов являются коммерчески доступными от M-I L.L.C., Houston Texas под товарным наименованием FazeMul. Как жидкости в виде обратной эмульсии, так и жидкости на водной основе настоящего изобретения могут содержать дополнительные химикалии, в зависимости от конечного применения жидкости, пока они не препятствуют функциональности описанных здесь жидкостей. Например, к жидким композициям данного изобретения для дополнительных функциональных свойств можно добавить смачивающие агенты, органофильные глины, агенты, придающие вязкость, агенты регуляции потери жидкости, поверхностно-активные вещества, диспергаторы, агенты снижения межфазного натяжения, pH-буферы, взаимно растворимые растворители, разбавители, разжижающие агенты, агенты ингибирования образования окалины, агенты ингибирования коррозии, очищающие агенты и большое разнообразие других компонентов, известных специалисту в данной области. Добавление таких агентов и причины для проведения этого должны быть хорошо известны среднему специалисту в области приготовления буровых растворов(известных также как промывочные жидкости), растворов, используемых при завершении скважины,разделительных жидкостей, растворов для чистки скважин, жидкостей разрыва и других аналогичных жидкостей для ствола скважины. Смачивающие агенты, которые могут быть подходящими для применения в данном изобретении,включают в себя неочищенное талловое масло, окисленное неочищенное талловое масло, поверхностноактивные вещества, органические фосфатные эфиры, модифицированные имидазолины и амидоамины,алкилароматические сульфаты и сульфонаты и т.п. и их комбинации или производные и аналогичные такие соединения, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной области. Однако при применении с жидкостями в виде обратных эмульсий, которые подвергаются pH-регулируемому фазовому превращению, применение смачивающих агентов типа жирных кислот должно быть минимизировано, чтобы не оказывать неблагоприятного влияния на обратимость таких описываемых здесь обратных эмульсий. Faze-Wet, VersaCoat, SureWet, Versawet и Versawet NS являются примерами коммерчески доступных смачивающих агентов, производимых и распространяемых M-I L.L.C., которые можно применять в описанных здесь жидкостях. Silwet L-77, L-7001, L-7605 и L-7622 являются примерами коммерчески доступных поверхностно-активных веществ и смачивающих агентов, производимых и распространяемых General Electric Company (Wilton, CT). Органофильные глины, обычно обработанные амином глины, могут быть применимыми в качестве агентов, придающих вязкость, и/или стабилизаторов эмульсии в составе жидкости настоящего изобретения. Могут быть также применимы другие агенты, придающие вязкость, такие как растворимые в масле полимеры, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и мыла. Количество агента, придающего вязкость, применяемого в композиции, может отличаться от такового композиции конечного применения. Однако для большинства применений обычно достаточным является диапазон приблизительно от 0,1 до 6 мас.%. VG-69 и VG-PLUS и VG-Supreme являются органоглинистыми материалами, распространяемыми M-I L.L.C., Houston, Texas, и Versa-HRP является полиамидной смолой, производимой и распространяемой М-I L.L.C., которую можно применять в данном изобретении. Другие примеры коммерчески доступных соединений включают в себя группу продуктов Bentone, производимых Rheox, а также аналогичные такие вещества, широко известные и доступные в промышленности буровых растворов. Подходящие разбавители, которые можно применять в разрушающих жидкостях, описанных в данном документе, включают в себя, например, лигносульфонаты, модифицированные лигносульфонаты,полифосфаты, танины и полиакрилаты с низкой молекулярной массой. Разбавители обычно добавляют к буровой жидкости для снижения сопротивления течению и регуляции тенденций гелеобразования. Другие функции, выполняемые разбавителями, включают в себя уменьшение фильтрования и толщины глинистой корки, противодействие действиям солей, минимизацию действий воды на пробуренные формации, эмульгирование масла в воде и стабилизирующие жидкость свойства при повышенных температурах.-8 017008 Включение очищающих агентов в описанные жидкости должно быть хорошо известно специалисту в данной области. Можно применять большое число чистящих агентов, полученных из синтетических и природных продуктов. Например, обычным полученным из природного продукта очищающим агентом является d-лимонен. Чистящая способность d-лимонена при применении для бурения скважины описана в патенте США 4533487, и комбинация его с различными специальными поверхностно-активными веществами описана в патенте США 5458197, содержания которых включены здесь в качестве ссылки. Способы, используемые при получении разрушающих жидкостей как на водной основе, так и в виде обратной эмульсии, применяемых в способах настоящего описания, не являются критическими. В частности, что касается жидкостей в виде обратной эмульсии, общепринятые способы можно применять для получения жидкостей в виде обратной эмульсии способом, аналогичным способу, обычно применяемому для получения буровых растворов на углеводородной основе. В одном репрезентативном способе требуемое количество углеводородной жидкости, такой как C16-C18-олефин с внутренней двойной связью, смешивают с выбранной водой в эмульгаторе масла, придающим вязкость агентом и смачивающим агентом. Дисперсную неуглеводородную фазу получают смешиванием полярного органического сорастворителя, соли иминодиуксусной кислоты и гидролизуемого сложного эфира в выбранном соляном растворе при непрерывном перемешивании. Обратную эмульсию настоящего изобретения получают энергичным перемешиванием, смешиванием или приложением сдвигающего усилия для смешивания углеводородной жидкости и неуглеводородной жидкости общепринятым образом с образованием обратной эмульсии. Описанную здесь разрушающую жидкость можно применять в различных вариантах осуществления в качестве вытесняющей жидкости и/или промывочной жидкости. Вытесняющую жидкость обычно применяют для физического выдавливания другой жидкости из ствола скважины, и промывочная жидкость обычно содержит поверхностно-активное вещество, и ее можно применять для физического и химического удаления остатка бурового раствора из труб забоя скважины и/или остаточной глинистой корки в необсаженном забое. В некоторых вариантах осуществления вязкость разрушающей жидкости может быть достаточно высокой, так что разрушающая жидкость может играть двойную роль и может действовать в качестве собственного тампона вытеснения в скважине. Так, в одном варианте осуществления разрушающую жидкость на водной основе и/или разрушающую жидкость типа обратной эмульсии можно применять в качестве вытесняющей жидкости для выдавливания жидкостей из ствола скважины. Например, разрушающая жидкость типа обратной эмульсии, описываемая здесь, может действовать в качестве тампона выдавливания или вытесняющей жидкости для эффективного вытеснения промывочной жидкости типа обратной эмульсии. Разрушающая жидкость на водной основе может действовать в качестве вытесняющей жидкости для эффективного вытеснения соляного раствора из ствола скважины. Еще в одном варианте осуществления измельчающую жидкость на водной основе и/или измельчающую жидкость типа обратной эмульсии можно дополнительно применять в качестве промывочной жидкости для физического и/или химического удаления глинистой корки обратной эмульсией после дезагрегации глинистой корки разрушающей жидкости. В одном варианте осуществления описываемую здесь разрушающую жидкость можно применять в способе очистки ствола скважины, которая была пробурена с применением либо бурового раствора на водной основе, либо бурового раствора на основе обратной эмульсии. Специалисту в данной области должно быть понятно, что в таких случаях на поверхности призабойной зоны будет образовываться глинистая корка на водной основе или глинистая корка на основе обратной эмульсии. Разрушающая жидкость может циркулировать в ствол скважины, контактируя с глинистой коркой и любой остаточной промывочной жидкостью, присутствующей в стволе скважины. Разрушающей жидкости можно позволить оставаться в окружающей среде забоя скважины до тех пор, пока скважина не будет введена в процесс добычи. Разрушающая жидкость может также циркулировать в ствол скважины, которую нужно применять в качестве нагнетательной скважины, которая служит для такой же цели (т.е. удаления остаточного промывочного раствора и глинистой корки), перед тем, как скважину применяют для закачивания материалов (таких как вода, поверхностно-активные вещества, диоксид углерода, природный газ,обломки выбуренной породы и т.д.) в окружающую формацию. Считается, что, если ствол скважины, в котором уже начали проводить добычу углеводородов (или операции закачивания), имеет в качестве нарушения любую остаточную глинистую корку, оставшуюся в скважине после операций бурения, для очистки ствола скважины можно применять измельчающую жидкость настоящего изобретения. В таком случае могут быть необходимы ремонтные операции для помещения разрушающей жидкости в окружающие породы забоя скважины. Как должно быть понятно специалисту в данной области, для проведения такой ремонтной операции, например работы над буровой установкой, можно применять спирально свернутые обсадные трубы. Таким образом, описанные здесь жидкости можно применять в работе на протяжении цикла обработки и другой ремонтной работы в скважине.-9 017008 Скважину обычно часто "заканчивают", чтобы позволить потоку углеводородов выходить из формации и подниматься к поверхности. Специалисту в данной области должно быть понятно, что процессы заканчивания могут включать в себя укрепление ствола скважины обсадными трубами, оценку давления и температуры формации и установку подходящего оборудования для заканчивания, чтобы обеспечить экономически выгодное получение потока углеводородов из скважины или в случае инжекторной скважины позволить закачивание газа или водных жидкостей в подземную формацию. Как известно в данной области, операции заканчивания могут, в частности, включать в себя заканчивания скважины, не закрепленной обсадными трубами, общепринятые перфорированные заканчивания, заканчивания с исключением песка, заканчивания скважины при стационарном оборудовании, многопластовые заканчивания скважин и заканчивания дренажных скважин. Законченный ствол скважины может содержать по меньшей мере один из фильтра с щелевидными отверстиями, предварительно пробуренной короткой колонны труб, не доходящей до устья скважины, сита с проволочной обмоткой, расширяемого сита, песочного фильтра, гравийной набивки скважины, не закрепленной обсадными трубами, или обсадных труб. Другой вариант осуществления настоящего изобретения включает в себя способ очистки ствола скважины, пробуренного с применением описанного выше бурового раствора на основе обратной эмульсии. В одном таком иллюстративном варианте осуществления способ включает в себя циркуляцию описанной здесь разрушающей жидкости в ствол скважины, которая была пробурена до большого размера(т.е. при расширении) с применением промывочного раствора на основе обратной эмульсии, и затем закрытие скважины на предварительно определенный период времени. Во время такого периода глинистая корка на основе обратной эмульсии разрушается, таким образом образуя две фазы: углеводородную фазу и водную фазу. Эти две фазы можно легко получить из ствола скважины после начала добычи, и, таким образом, остаточная буровая жидкость легко удаляется из ствола скважины. Описанные здесь жидкости можно также применять в стволе скважины, в которой в месте ниже отверстия нужно поместить сито. После того как скважину расширяют ниже башмака обсаженной колонны для расширения диаметра ствола скважины, бурильную колонку можно убрать и заменить эксплуатационной трубой, имеющей требуемый песочный фильтр. В альтернативном случае расширяемый трубчатый песочный фильтр можно расширить на месте или в скважину можно поместить гравийную набивку. В скважину можно затем поместить разрушающую жидкость и скважину затем закрыть на предварительно определенный период времени. В течение этого периода времени глинистая корка диспергируется/разрушается/измельчается. В некоторых случаях, например, когда в процессе расширения скважины ниже башмака обсаженной колонны применяют промывочный раствор на основе обратной эмульсии,можно разработать разрушающие жидкости для образования двух фаз: углеводородной фазы и водной фазы, которые можно легко получить из ствола скважины после начала добычи. Независимо от жидкости, применяемой для проведения операции расширения скважины ниже башмака обсаженной колонны,разрушающие жидкости, описанные здесь, эффективно разрушают глинистую корку и, по существу, удаляют остаточный буровой раствор из ствола скважины после начала добычи. Должно быть понятно, что продолжительность задержки между временем, когда разрушающую жидкость согласно настоящему изобретению вводят в скважину, и временем, когда жидкости оказывают требуемое действие по разрушению/измельчению/диспергированию глинистой корки, может зависеть от нескольких факторов. Специалисту в данной области должно быть понятно, что такие факторы, как температура ствола скважины, концентрация компонентов в разрушающей жидкости, pH, количество доступной воды, состав глинистой оболочки и т.п., могут, все, оказывать влияние. Например, температура ствола скважины может значительно варьировать от 37,8 С (100F) до свыше 204,4 С (400F) в зависимости от геологии формации и окружающих пород ствола скважины. Однако специалист в данной области посредством эксперимента и тестирования погрешности в лаборатории должен быть способен легко определить и, таким образом, коррелировать температуру ствола скважины и время эффективности для данного состава описанных здесь разрушающих жидкостей. С такой информацией он может предварительно определить период времени, необходимый для закрытия скважины при данной определенной температуре ствола скважины и определенном составе разрушающей жидкости. Однако должно быть также понятно, что сам состав разрушающей жидкости и, следовательно, химические свойства такой жидкости могут изменяться так, что необходимо корректировать желательную и регулируемую задержку перед разрушением глинистой корки обратной эмульсии для конкретного применения. В одном варианте осуществления продолжительность задержки для разрушения глинистой корки типа обратной эмульсии вытесняющей жидкостью на водной основе согласно настоящему изобретению может быть больше 1 ч. В различных других вариантах осуществления продолжительность задержки для разрушения глинистой корки типа обратной эмульсии вытесняющей жидкостью на водной основе согласно настоящему изобретению может быть больше 3, 5 или 10 ч. Таким образом, состав жидкости можно варьировать для достижения предварительно определенного времени разрушения и температуры ствола скважины.- 10017008 Специалисту в данной области должно быть понятно, что в одном варианте осуществления продолжительность задержки для разрушения глинистой корки на водной основе разрушающей жидкостью на водной основе может быть больше 15 ч. В различных других вариантах осуществления продолжительность задержки для разрушения глинистой корки на водной основе разрушающей жидкостью на водной основе может быть больше 24, 48 или 72 ч. Во втором варианте осуществления продолжительность задержки для разрушения глинистой корки на основе обратной эмульсии разрушающей жидкостью на водной основе может быть больше 15 ч. В различных других вариантах осуществления продолжительность задержки для разрушения глинистой корки в виде обратной эмульсии разрушающей жидкостью на водной основе может быть больше 24, 48 или 72 ч. В третьем варианте осуществления продолжительность задержки для разрушения глинистой корки в виде обратной эмульсии вытесняющей жидкостью в виде обратной эмульсии может быть больше 15 ч. В различных других вариантах осуществления продолжительность задержки для разрушения глинистой корки в виде обратной эмульсии вытесняющей жидкостью в виде обратной эмульсии может быть больше 24, 48 или 72 ч. Нижеследующие примеры представлены для дополнительной иллюстрации использования и применения способов и композиций настоящего изобретения. Если не указано иначе, стандартные лабораторные способы применяли во время описанного ниже приготовления и тестирования с применением химических препаратов коммерческого сорта или лучше. Реологические измерения проводили с применением способов, указанных в доступных American Petroleum Institute Bulletins, таких как API 13A-D. В некоторых случаях применяли собственные продукты, включающие в себя ECF-986, который представляет собой натриевую соль глутаминовая кислота-N,N-диуксусную кислоту; ECF-974, который представляет собой гидролизуемый эфир муравьиной кислоты и C4-C30-спирта; ECF-979, который представляет собой фосфоновую кислоту, предотвращающую образование окалины и применяемую в качестве кислотного буфера; Flo-Vis Plus, который представляет собой диспергируемую и осветленную ксантановую камедь; FloTrol, который представляет собой гидроксипропилированный крахмал; Safe Carb, который представляет собой сортированный по размеру частиц карбонат кальция. Все указанные выше вещества являются коммерчески доступными от M-I, L.L.C. (Houston, Тех.) или их функциональные эквиваленты доступны из других конкурирующих компаний буровых жидкостей. Нижеследующие примеры демонстрируют эффективность описанных здесь растворов. Пример 1. Приготовили полимерную жидкость на водной основе для вскрытия пласта, которая содержала 365 кг/м 3 (141,65 фунт/баррель) воды; 28,88 кг/м 3 (11,2 фунт/баррель) СаС 12 (предварительно смешан с сухим CaCl2) 648,41 кг/м 3 (251,42 фунт/баррель); 1,934 кг/м 3 (0,75 фунт/баррель) Flo-Vis Plus; 18,63 кг/м 3(7,00 фунт/баррель) FloTrol; 3,87 кг/м 3 (1,50 фунт/баррель) оксида магния; 77,37 кг/м 3 (30 фунт/баррель) сортированного по размеру частиц карбоната кальция, состоящего из 2,579 кг/м 3 (1,00 фунт/баррель) SafeCarb 10; 5,158 кг/м 3 (2,00 фунт/баррель) Safe Carb 20; 59,32 кг/м 3 (23,00 фунт/баррель) Safe Carb 40 и 10,32 кг/м 3 (4,00 фунт/баррель) Safe Carb 250 (коммерчески доступны от M-I, L.L.C. (Houston, Тех.). Полимерную промывочную жидкость старили вращением в горячем состоянии в течение 16 ч при 68 С(155F), и она имела свойства, показанные в табл. 1. Таблица 1 Состаренная при нагревании при 68 С (155F) в течение 16 ч - реология при 48,9 С (120F) Глинистую корку, образованную из полимерной жидкости на водной основе для вскрытия пласта,подвергали испытанию на модифицированное фильтрование при высокой температуре и высоком давлении (НТНР). В испытании на фильтрование НТНР применяли ячейку НТНР, снабженную сплавленным диском в качестве пористой среды, на котором образовывалась глинистая корка. В данном примере глинистая корка была образована на диске 35 мкм. При приложении давления 725,210-4 Па(500 фунт/кв.дюйм) при 68,3C (155F) на диск глинистой корки собирали фильтрат, как показано в табл. 2. Приготовляли вытесняющую разрушающую жидкость на водной основе, имеющую следующие компоненты, которые все являются коммерчески доступными и показаны в табл. 3. Таблица 3 Разрушающую жидкость добавляли к диску глинистой корки, образованной из полимерной жидкости на водной основе для вскрытия пласта, и подвергали испытанию на модифицированное фильтрование НТНР. После приложения начального давления 725,210-4 Па (500 фунт/кв.дюйм) при 68,3 С (155F) на диск глинистой корки, имеющей налитую на нее разрушающую жидкость, элюент собирали, как показано в табл. 4. Модифицированную ячейку НТНР затем закрывали при давлении 145,0410-4 Па(100 фунт/кв. дюйм) при 68,3 С (155F) на 48 ч. Из начального потока получения 200 мл сырой нефтиLVT 200 за 24,29 с и конечного потока получения 200 мл сырой нефти LVT-200 за 24,8 с для данного испытания вычислили возвращение к скорости потока жидкости как 97,94%. Таблица 4 Специалисту в данной области должно быть понятно, что с применением разрушающей жидкости достигали высокую скорость потока отбора и удаление глинистой корки. Следует отметить, что при осмотре диска на оплавленном диске наблюдали некоторое осаждение твердого материала. На основании анализа осадка считают, что осадок является хелатированной формой ECF-986, образование которого вызвано увеличением pH раствора. Авторы изобретения обнаружили, и специалист в данной области должен это понимать, что включение системы буфера с низким pH для поддержания низкой величиныpH в разрушающем растворе предотвращает образование этого осадка. Пример 2. Приготовили полимерную жидкость на водной основе для вскрытия пласта, которая содержит 812,38 кг/м 3 (315,00 фунт/баррель) воды; 201,03 кг/м 3 (77,95 фунт/баррель) сухого CaCl2; 4,54 кг/м 3(1,76 фунт/баррель) Flo-Vis L; 18,05 кг/м 3 (7,00 фунт/баррель) FloTrol; 3,87 кг/м 3 (1,50 фунт/баррель) оксида магния; 77,37 кг/м 3 (30 фунт/баррель) сортированного по размеру частиц карбоната кальция, и старили ее при нагревании при 93,3 С (200F) в течение 4 ч, после этого она имела начальные свойства, показанные в табл. 5.- 12017008 Таблица 5 Состаренная при нагревании при 93,3 С (200F) в течение 4 ч - реология при 48,9 С (120F) Жидкость на водной основе для вскрытия пласта вращали при 68,3 С (155F) в течение 16 ч и глинистые корки, образованные из вышеуказанной полимерной жидкости на водной основе для вскрытия пласта, подвергали испытанию на модифицированное фильтрование при высокой температуре и высоком давлении (НТНР). В испытании на фильтрование НТНР применяли ячейку НТНР, снабженную сплавленным диском в качестве пористой среды, на котором была образована глинистая корка. В данном примере глинистые корки были образованы на диске 35 мкм. При приложении давления 725,210-4 Па(500 фунт/кв.дюйм) при 68,3 С (155F) на диск глинистой корки собирали фильтрат, как показано в табл. 6. Таблица 6 Разрушающие жидкости на водной основе приготавливали в двухвалентных соляных растворах,имеющих коммерчески доступные нижеследующие компоненты, показанные в табл. 7. Разрушающие жидкости 1-5 добавляли к глинистым коркам 1-5 соответственно, образованным из жидкости на водной основе для вскрытия пласта, и подвергали испытанию на модифицированное фильтрование НТНР. При приложении начального давления 380,1610-4 (400 фунт/кв.дюйм) при 68,3 С(155F) на диски глинистой корки, имеющие налитые на них измельчающие жидкости 1-5, вытекающий поток собирали до прорыва, представленного постоянной струей потока, проходящего через диск. После приложения давления 380,1610-4 (400 фунт/кв.дюйм) до прорыва применяемое давление снижали до 190,0810-4 (200 фунт/кв.дюйм). Со снижением давления модифицированную ячейку НТНР закрывали. Дискам с глинистой коркой давали возможность пропитываться в течение 72 ч при 68,3 С (155F). Визуальное изучение дисков 1-5 показало полное растворение глинистой корки, однако считается, что диск 1 показал минимальное количество осадка, который, как считается, является хелатированным ECF-986. Кроме того, хотя обращение было сделано на конкретные применения вытесняющих и заканчивающих жидкостей настоящего изобретения, в объеме настоящего изобретения ясно, что эти жидкости можно использовать при различных применениях для скважин. В частности, жидкости настоящего изобретения можно применять как в эксплуатационных, так и нагнетательных скважинах, и они могут иметь дополнительное применение для откачки скважины при ремонтных работах. Настоящее изобретение преимущественно относится к жидкости для ствола жидкости, которая может измельчать/диспергировать/разрушать глинистую корку и, по существу, удалять такую глинистую корку без наносящего ущерб повреждения окружающей формации. Задержку в растворении глинистой корки можно достичь регулированием эффективности и реакционной способности химических композиций описанных здесь разрушающих жидкостей. Химические свойства описанных здесь жидкостей могут позволить разрушить глинистую корку на водной основе и растворить растворимые в кислоте закупоривающие материалы в глинистой корке. Химические свойства описанных здесь жидкостей могут также позволить разрушить эмульсию глинистой корки в виде обратной эмульсии и растворить растворимые в кислоте закупоривающие материалы в глинистой корке. Описанные здесь вытесняющие и разрушающие жидкости можно эффективно применять для глинистых корок промывочной жидкости либо типа общепринятой обратной эмульсии, либо типа реверсивной обратной эмульсии, как указано выше.- 14017008 Хотя изобретение было описано с обращением к ограниченному числу вариантов осуществления,специалист в данной области, получивший полезные знания из данного описания, должен понимать, что могут быть предложены другие варианты осуществления, которые не выходят за рамки объема описанного здесь изобретения. Согласно этому объем изобретения должен быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ очистки ствола скважины, где ствол скважины был пробурен с буровым раствором типа обратной эмульсии, который образует глинистую корку типа обратной эмульсии, причем данный способ включает в себя циркуляцию разрушающей жидкости в ствол скважины, причем разрушающая жидкость содержит водную жидкость и по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль, причем иминодиуксусная кислота представляет собой глутамат-N,N-диуксусную кислоту; где разрушающую жидкость выбирают так, чтобы после предварительно определенного периода времени обратная эмульсия глинистой корки, по существу, разрушилась. 2. Способ по п.1, где разрушающая жидкость дополнительно включает в себя кислотный буферный агент, чтобы поддерживать pH меньше величины около 3. 3. Способ по п.2, где кислотный буферный агент выбран из группы, состоящей из минеральных кислот, включающих в себя соляную, бромисто-водородную, азотную, серную, фосфорную кислоты и их смеси; органических кислот, включающих в себя карбоновые кислоты, такие как муравьиная, уксусная,пропионовая, масляная кислоты, жирные кислоты, содержащие от 5 до 30 атомов углерода, галогенуксусные кислоты, алкилфосфоновые кислоты, алкилсульфоновые кислоты; соединения, которые гидролизуются с образованием кислот in situ, включающие в себя гидролизуемые ангидриды карбоновых кислот,гидролизуемые эфиры карбоновых кислот, гидролизуемые эфиры фосфоновой кислоты, гидролизуемые эфиры сульфоновой кислоты и их комбинации. 4. Способ по п.2, где кислотный буферный агент является гидролизуемым эфиром муравьиной кислоты и C4-C30-спирта. 5. Способ по п.1, где разрушающая жидкость включает в себя утяжелительный агент, который является соляным раствором высокой плотности, содержащим водорастворимые соли щелочных и щелочно-земельных металлов. 6. Способ по п.1, дополнительно включающий удаление разрушенной глинистой корки на основе обратной эмульсии из ствола скважины. 7. Способ добычи углеводорода из формации, включающий бурение формации с буровым раствором на основе обратной эмульсии и, тем самым, образование глинистой корки типа обратной эмульсии на формации; проведение по меньшей мере одной операции заканчивания в стволе скважины; введение разрушающей жидкости в ствол скважины, причем разрушающая жидкость содержит водную жидкость; по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль, причем иминодиуксусная кислота представляет собой глутамат-N,N-диуксусную кислоту; и утяжелительный агент; и закрытие скважины на предварительно определенное время, чтобы дать возможность, по существу,разрушиться глинистой корке на основе обратной эмульсии. 8. Способ по п.7, дополнительно содержащий предоставление жидкостям формации возможности вхождения в скважину и добычу жидкостей из скважины. 9. Способ по п.8, где законченный ствол скважины содержит по меньшей мере один фильтр с щелевидными отверстиями, предварительно пробуренной короткой колонны труб, не доходящей до устья скважины, сита с проволочной обмоткой, расширяемого сита, песочного фильтра, гравийной набивки скважины, не закрепленной обсадными трубами, и обсадных труб. 10. Способ по п.7, где разрушающая жидкость включает в себя кислотный буферный агент. 11. Способ по п.10, где кислотным буферным агентом является смесь минеральной кислоты и органической кислоты. 12. Способ по п.11, где кислотным буферным агентом является гидролизуемый эфир карбоновой кислоты. 13. Способ очистки ствола скважины, где ствол скважины был пробурен буровым раствором на водной основе, который образует глинистую корку на водной основе, причем данный способ включает в себя циркуляцию разрушающей жидкости в ствол скважины, причем разрушающая жидкость содержит водную жидкость и по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль, причем иминодиуксусная кислота представляет собой глутамат-N,N-диуксусную кислоту; где разрушающую жидкость выбирают так, чтобы после предварительно определенного периода времени глинистая корка на водной основе, по существу, разрушилась. 14. Способ по п.13, где разрушающая жидкость дополнительно включает в себя кислотный буферный агент, чтобы поддерживать pH меньше величины около 3. 15. Способ по п.14, где кислотный буферный агент выбран из группы, состоящей из минеральных- 15017008 кислот, включающих в себя соляную, бромисто-водородную, азотную, серную, фосфорную кислоты и их смеси; органических кислот, включающих в себя карбоновые кислоты, такие как муравьиная, уксусная,пропионовая, масляная кислоты, жирные кислоты, содержащие от 5 до 30 атомов углерода, галогенуксусные кислоты, алкилфосфоновые кислоты, алкилсульфоновые кислоты; соединения, которые гидролизуются с образованием кислот in situ, включающие в себя гидролизуемые ангидриды карбоновых кислот,гидролизуемые эфиры карбоновых кислот, гидролизуемые эфиры фосфоновой кислоты, гидролизуемые эфиры сульфоновой кислоты и их комбинации. 16. Способ по п.14, где кислотный буферный агент является гидролизуемым эфиром карбоновой кислоты, представляет собой эфир муравьиной кислоты и C4-C30-спирта. 17. Способ по п.13, где разрушающая жидкость дополнительно включает в себя утяжелительный агент, который является соляным раствором высокой плотности, содержащим водорастворимые соли щелочных и щелочно-земельных металлов. 18. Способ по п.13, дополнительно содержащий удаление, по существу, разрушенной глинистой корки из ствола скважины. 19. Способ добычи углеводорода из формации, включающий бурение формации с буровым раствором на водной основе и, тем самым, образование на формации глинистой корки на водной основе; проведение по меньшей мере одной операции заканчивания в стволе скважины; введение разрушающей жидкости в ствол скважины, причем разрушающая жидкость содержит водную жидкость; по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль, причем иминодиуксусная кислота представляет собой глутамат-N,N-диуксусную кислоту; и закрытие скважины на предварительно определенное время, чтобы дать возможность, по существу,разрушиться глинистой корке на водной основе. 20. Способ по п.19, дополнительно содержащий предоставление жидкостям формации возможности вхождения в скважину и добычу жидкостей из скважины. 21. Способ по п.20, где законченный ствол скважины содержит по меньшей мере один фильтр с щелевидными отверстиями, предварительно пробуренной короткой колонны труб, не доходящей до устья скважины, сита с проволочной обмоткой, расширяемого сита, песочного фильтра, гравийной набивки скважины, не закрепленной обсадными трубами, и обсадных труб. 22. Способ по п.19, где разрушающая жидкость включает в себя кислотный буферный агент. 23. Способ по п.22, где кислотным буферным агентом является смесь минеральной кислоты и органической кислоты. 24. Способ по п.23, где кислотным буферным агентом является гидролизуемый эфир карбоновой кислоты.