Способ заканчивания нагнетательных скважин

006086 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к способу интенсификации заканчивания углеводородных скважин в подземном пласте и, более точно, к образованию нагнетательных скважин по существу с равномерным контуром нагнетания. Предпосылки создания изобретения При добыче углеводородов из подземных пластов обычной практикой является интенсификация добычи из ствола продуктивной скважины путем использования вспомогательных скважин, в которые нагнетают жидкость, как правило, воду или соляной раствор для повышения пластового давления и вытеснения углеводородов к продуктивным скважинам. При данном типе операций по добыче ключевым фактором является обеспечение возможности нагнетания большого количества жидкостей с равномерным контуром для максимального повышения эффективности процесса вытеснения. Большей частью в песчаной среде такие нагнетательные скважины заканчивают при необсаженном забое, что означает, что в зоне нагнетания скважина выполнена без обсадной колонны и не перфорирована. Тем не менее, при рыхлых пластах выполняют мероприятия по борьбе с поступлением песка в скважину с целью предотвращения разрушения ствола скважины. Обычная практика борьбы с перемещением песка предусматривает использование автономных фильтров, так что скважина разрушается вокруг фильтра, но остается открытой внутри фильтра, использование фильтров с щелевидными отверстиями (включая расширяемые фильтры) или размещение гравийной набивки для удерживания песка из пласта на месте. Гравийную набивку, как правило, размещают вокруг перфорированного хвостовика или фильтра. Гравийная набивка отфильтровывает песок, но при этом по-прежнему обеспечивает возможность прохода пластовой текучей среды через гравий, фильтр и насосно-компрессорную трубу. Хотя заданные значения скорости потока иногда могут быть достигнуты без какой-либо химической очистки, давно признали то, что очистка от фильтрационной корки бурового раствора целесообразна для повышения эффективности нагнетания. Эта корка образуется во время операции бурения за счет накопления твердых фаз, присутствующих в буровом растворе и отфильтрованных посредством пласта,когда буровой раствор стремится просочиться в пласт, поскольку часто прикладывают репрессионное давление, что вызывает уход бурового раствора из ствола скважины в пористую породу пластаколлектора. Фильтр действительно целесообразен во время операции бурения скважины, поскольку он предотвращает нежелательную утечку буровых растворов, но данный непроницаемый барьер оказывает отрицательное воздействие на соответствующую миграцию текучих сред, таких как нагнетаемые текучие среды. Твердые частицы, образующие фильтрационную корку, состоят из твердых добавок, таких как крахмалы или загустители другого типа, закупоривающие трещины в стенках ствола скважины агенты,такие как отсортированные по крупности частицы карбоната кальция и другая выбуренная порода, захваченная во время фазы бурения, такая как мелкие частицы, ил или частицы песка. Обработка очищающей жидкостью, за которой следует стадия, на которой обеспечивают возможность добычи из скважины в течение определенного периода, как правило, желательна для удаления фильтрационной корки и максимального увеличения приемистости. Тем не менее, данное решение часто невозможно реализовать на практике или вследствие ограниченной вместимости резервуара на буровой установке, или вследствие необходимости насосно-компрессорной добычи из-за низкого давления в продуктивном пласте. Следовательно, должна быть выполнена обработка для удаления фильтрационных корок. Другая возможность заключается в закачивании жидкости под таким давлением и такой скоростью нагнетания, что они превышают давление образования трещин, чтобы обойти повреждения фильтрационной корки. Однако данное решение обычно нежелательно с точки зрения эффективности вытеснения или вследствие преждевременного прорыва, или оно может быть неосуществимым, например,вследствие очень высоких давлений образования трещин или ограничений, связанных с насосами. Многочисленные химические реагенты и способы, предусматривающие использование данных химических реагентов, были предложены для удаления фильтрационных корок. К ним относятся водный раствор с присутствующим в нем окислителем, кислый промывочный раствор (минеральные кислоты,такие как хлористо-водородная (соляная) кислота, или органические кислоты, такие какмуравьиная и уксусная кислота), комбинации кислоты и окислителя и водный раствор с ферментами. Можно упомянуть, например, патенты США 5126051 и 5165477, в которых раскрыто добавление ферментов в буровой раствор для ускорения ферментативного разложения полимерных органических составляющих фильтрационных корок. В патенте США 5881813 раскрыта обработка нагнетательных скважин ферментативной очищающей жидкостью для разложения полимерных загустителей и последующее выполнение кислотной обработки для удаления неполимерных твердых частиц. В патенте США 6263967 раскрыто использования водного промывочного состава для очистки от фильтрационных корок бурового раствора и жидкости для заканчивания скважины, который содержит воду и эффективное количество катионных солей или полиаминокарбоновых кислот (таких как дикатионная соль (этилендинитрило)тетрауксусной кислоты) при нейтральном или кислотном уровне рН. Раствор может дополнительно содержать окислитель или ферменты.-1 006086 Что касается большинства современных буровых растворов, используемых в текучих пластах, то кислоты не вызывают существенного разложения полимерного компонента и фактически используются для удаления карбоната кальция. Окислители и ферменты разрушают полимеры, в то время как кислоты,главным образом, разрушают карбонат и полимеры. Это способствует образованию фильтрационной корки с обратной стороны фильтров и ограничивает повреждение оборудования для заканчивания. Тем не менее, было установлено, что в нагнетательных скважинах обработка ферментами (или окислителями), за которой следует кислотная обработка или которая объединена с кислотной обработкой, в действительности не является удовлетворительной для соответствующих скоростей нагнетания. В частности, данный тип обработки не обеспечивает равномерного удаления фильтрационной корки,включая выбуренную породу, а также закупоривающие агенты и полимеры, хотя данное равномерное удаление очень подходит для обеспечения равномерного контура нагнетания и максимизации коэффициента приемистости. Этот процесс очистки является трудоемким, дорогостоящим и часто имеет низкую эффективность. Следовательно, желательно создать новый способ заканчивания нагнетательных скважин. Сущность изобретения В соответствии с настоящим изобретением предложен способ заканчивания интервала (расстояния по вертикали между двумя точками ствола скважины) необсаженной нагнетательной скважины, проходящей в подземный пласт и сообщенной с пластом посредством поверхности раздела, содержащей, по меньшей мере, зону проникновения фильтрационной корки бурового раствора, содержащую экранирующие материалы (материалы для борьбы с поглощением бурового раствора) и другие вкрапленные твердые материалы, причем указанный способ включает следующие операции: нагнетание очищающей жидкости и контактирование ее с фильтрационной коркой бурового раствора в течение периода времени,достаточного для разрыхления некоторых остальных твердых частиц, вкрапленных в фильтрационную корку; удаление отделившихся (разрыхленных) твердых частиц подаваемой с большой скоростью вытесняющей жидкостью, содержащей суспендирующие добавки; и затем нагнетания растворяющей жидкости, содержащей отводящий реагент и эффективное количество соли или кислоты, способной растворять экранирующий материал. Сочетание обработки для разрыхления некоторых из вкрапленных твердых частиц и вытеснения этих твердых частиц до обработки скважины растворяющим агентом и в результате, когда закупоривающий агент еще присутствует и предотвращает большую потерю подаваемой с большой скоростью вытесняющей жидкости, обеспечивает возможность заливки растворяющего раствора от края до края длинного необсаженной скважины, так что химические реагенты будут вступать в реакцию с фильтрационной коркой от края до края всего интервала. Кроме того, использование отводящего реагента, предпочтительно вязкоупругого поверхностно-активного вещества, гарантирует контакт растворяющего агента с закупоривающей добавкой вдоль всей необсаженной скважины. Если запланировано заканчивание с гравийной набивкой, то последнюю операцию растворения закупоривающего агента предпочтительно объединяют с операцией подачи гравия. В скважинах, законченных с расширяемыми фильтрами, первые две операции (очистка и вытеснение с высокой скоростью) должны быть выполнены перед расширением расширяемого фильтра для предотвращения захвата твердых частиц между стенкой ствола скважины и расширяемым фильтром. Аналогичным образом, данные две операции должны быть выполнены перед заполнением гравием для предотвращения захвата твердых частиц между стенкой ствола скважины и гравийной набивкой. Для уменьшения трудностей, вызванных длинными или наклонными интервалами, последнюю стадию предпочтительно выполняют с помощью инструментов с "альтернативными каналами". Такие инструменты имеют перфорированные обходные каналы ("шунты"), приспособленные для приема суспензии с гравием, когда она поступает в кольцевое пространство вокруг фильтра. Эти обходные каналы обеспечивают альтернативные пути, которые создают возможность подачи суспензии с гравием, даже несмотря на то, что отложение образуется до завершения операции. Полное описание типового инструмента с альтернативными каналами, предназначенного для образования гравийной набивки, можно найти, например, в патенте США 4945991. Ряд усовершенствований методики выполнения операций и инструментов был предложен, например, в патентах США 4945991, 5082052, 5113935, 5341880, 5419394,5435391, 5476143, 5515915 и 6220345. При заканчивании с образованием гравийной набивки, при котором используется система с альтернативными каналами, включение химического реагента, растворяющего закупоривающий агент (кислоты, хелатообразователя или недостаточно насыщенного соляного раствора) в вязкоупругую жидкость-носитель обеспечивает наиболее заманчивую и предпочтительную возможность, поскольку это обеспечивает объединение заполнения гравием и обработки для очистки от закупоривающего агента в одну операцию, что позволяет сэкономить время бурения, а также обеспечить полный охват открытого ствола. Такой способ описан в патенте США 6140277. Изобретение обеспечивает ряд преимуществ, а именно устраняет необходимость в продолжительной фазе добычи перед использованием скважины в качестве "инжектора" (нагнетательной скважины). Короткая фаза добычи предпочтительна всякий раз, когда существует вероятность ее возникновения, тем не менее, эта стадия будет значительно короче по сравнению с периодами добычи и большими объемами-2 006086 добычи, которые, как правило, потребовались бы в нагнетательных скважинах, в частности в скважинах,заканчиваемых с образованием гравийной набивки или расширяемого фильтра, в результате чего уменьшается требуемая вместимость резервуаров на поверхности. Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения Предложенный способ применяется к скважинам для нагнетания воды в средах, требующих борьбы с поступлением песка в скважину, которые представляют собой законченные бурением скважины с необсаженным стволом, пробуренные с промывкой буровым раствором, который образует фильтрационную корку. Буровой раствор может представлять собой буровой раствор на водной основе или буровой раствор на синтетической/углеводородной основе. Буровые растворы, используемые в продуктивной зоне, называют буровыми растворами для вскрытия пласта или буровыми растворами для бурения пласта. Эти буровые растворы содержат закупоривающие агенты и добавки, снижающие водоотдачу, помимо загустителей, чтобы минимизировать вторжение повреждающих материалов в продуктивную зону. Закупоривающие агенты, используемые в буровых растворах на водной основе, предназначенных для бурения пласта, как правило, представляют собой твердые частицы, которые могут растворяться посредством подвергания их воздействию или ненасыщенного соляного раствора (например, отсортированные по крупности частицы соли в буровых растворах для бурения пласта, в которых используется насыщенный соляной раствор в качестве базового соляного раствора), или раствора кислоты/хелатообразователя (например, отсортированные по крупности частицы карбоната кальция в буровых растворах для бурения пласта, которые обычно называют полимерными/карбонатными буровыми растворами). Эти закупоривающие агенты также могут представлять собой частицы барита, которые обеспечивают более высокое гидростатическое давление (для обеспечения устойчивости ствола скважины и контроля за скважиной) при более низких концентрациях частиц в буровых растворах для бурения пласта при заданной плотности базового соляного раствора. Определенные типы растворов хелатообразователей могут быть использованы для растворения закупоривающих агентов, представляющих собой бариты. Дополнительная функция закупоривающих агентов заключается в обеспечении нагрузки (увеличенного гидростатического давления) так, что при этом отсутствует необходимость в более дорогостоящих,более тяжелых соляных растворах. Закупоривающие агенты, используемые в буровых растворах на углеводородной основе, предназначенных для бурения пласта, обычно представляют собой или барит (вследствие более низкой плотности базовой жидкости), или карбонат кальция в тех случаях, когда пластовое давление может быть уравновешено без необходимости использования чрезмерных концентраций карбоната. Уникальный буровой раствор на углеводородной основе, предназначенный для бурения пласта и поставляемый компанией M-I(совместным предприятием Smith International и Schlumberger), вызывает осаждение фильтрационной корки, которая может быть изменена с переводом ее в гидрофильное состояние при подвергании ее воздействию уровня рН в кислотном диапазоне (как правило, менее 5-6). Это обеспечивает легкий доступ любых растворяющих химических реагентов на водной основе (например, кислот или растворов хелатообразователей) к закупоривающим агентам, таким как карбонат кальция или барит, используемым в этом буровом растворе на углеводородной основе, предназначенном для бурения пласта и поставляемом на рынок как FAZEPRO. Добавка, понижающая водоотдачу и используемая в буровых растворах на водной основе, предназначенных для бурения пласта, как правило, представляет собой крахмал или производные крахмала. Ферменты, такие как альфа-амилаза, успешно использовались для удаления крахмальной составляющей из фильтрационной корки бурового раствора на водной основе, предназначенного для бурения пласта. Другая возможность заключается в использовании окислителей. Общим подходом для случаев, в которых для достижения высокой продуктивности необходимо удаление обоих компонентов, как крахмала, так и карбоната кальция, был двухстадийный процесс, содержащий пропитку ферментом с последующей кислотной обработкой для удаления карбонатных закупоривающих агентов. При заканчивании длинных необсаженных скважин такой подход часто неэффективен, поскольку реакция кислоты с частицами карбоната является очень быстрой, что вызывает удаление карбонатных закупоривающих агентов из зон, где они сначала подвергаются воздействию кислоты,и, таким образом, приводит к уходу всей кислоты в пласт на уже очищенных интервалах ствола скважины. Впоследствии это приводит к образованию ствола скважины с чистым и, следовательно, высокопродуктивным интервалом и загрязненным (частицами карбоната, по-прежнему закупоривающими горловины пор) и, следовательно, малопродуктивным интервалом. Существенным последствием этого является то, что предпочтительные высокие скорости потока в чистом интервале приводят к преждевременному потоку воды (или иногда нежелательного газа) в скважину, что делает скважину нерентабельной вследствие больших объемов выхода воды. Несмотря на то,что данная проблема является несколько менее явной при заканчивании скважин с автономными фильтрами, имеющими достаточно большие отверстия, в продуктивных скважинах, это представляет собой большую проблему в эксплуатационных скважинах с гравийной набивкой из мелкого гравия и даже значительно большую проблему в нагнетательных скважинах независимо от типа заканчивания (то есть с автономным фильтром, гравийной набивкой). Это обусловлено тем, что закупоривающие агенты ведут-3 006086 себя подобно запорному клапану, и, таким образом, они могут проходить обратно в направлении добычи в среде с автономным фильтром, если считать, что отверстия фильтра выполнены с такими размерами,чтобы остановить частицы песка из пласта, которые, как правило, имеют значительно большие размеры,чем закупоривающие агенты, или в среде с гравийной набивкой, когда используется относительно крупный гравий. Дополнительным и в действительности наиболее критическим фактором, определяющим приемистость, является наличие выбуренных твердых частиц (выбуренной породы) в фильтрационной корке. Эти частицы представляют собой твердые частицы, которые исходно не являются частью бурового раствора для бурения пласта, а поступают в буровой раствор для бурения пласта во время процесса бурения и, таким образом, осаждаются в фильтрационной корке. Тип (глины, илистые отложения, кварц и т.д.) и размер этих частиц существенно различаются в зависимости от пробуриваемых пластов, а также от типа долота, скоростей бурения, нагрузки на долото и т.д. Даже в том случае, когда все компоненты фильтрационной корки, представляющие собой полимеры/крахмал и закупоривающий агент (карбонат кальция,соль, барит и т.д.), будут удалены с помощью ферментов, окислителей, недостаточно насыщенных соляных растворов, кислот и/или растворов хелатообразователей, эти выбуренные твердые частицы выталкиваются в пласт и закупоривают горловины пор, что вызывает резкое уменьшение приемистости, поскольку эти твердые частицы не растворимы ни в какой из данных жидкостей для обработки. Таким образом, независимо от типа обработки (то есть будь это одностадийная обработка раствором хелатообразователя/ферментом или двухстадийная обработка, предусматривающая обработку ферментом с последующей обработкой кислотой или обработку окислителем с последующей обработкой кислотой) выбуренная порода должна быть удалена из ствола скважины перед нагнетанием. Для достижения высоких значений приемистости недостаточно выполнить пропитку ферментом или окислителем и затем выполнить кислотную обработку. Стадия вытеснения с высокой скоростью должна быть включена между двумя обработками, чтобы обеспечить удаление нерастворимой выбуренной породы из ствола скважины с тем, чтобы она не нагнеталась в пласт. В соответствии с данным изобретением предложен новый способ достижения однородных и высоких значений приемистости в необсаженных скважинах, которые не могут быть введены в эксплуатацию в течение длительных периодов времени до нагнетания вследствие различных причин, рассмотренных выше. Для буровых растворов на водной основе, предназначенных для бурения пласта, очищающая жидкость на первой операции способа содержит фермент или окислитель, залитый для гидролиза основного полимерного компонента фильтрационной корки (крахмала), который удерживает твердые частицы фильтрационной корки вместе, и тем самым "освобождения" твердых частиц. К ферментам, пригодным для разрушения крахмала, относятся амилазы, глюкозидазы, манназы, галактоманназы, гемицеллюлазы,целлюлазы, ксантаназы, склероглюканазы и т.п. Давно известно использование ферментов типа альфаамилазы для гидролиза крахмала. Эффективное количество ферментов обычно находится в диапазоне от,по меньшей мере, приблизительно 10 галлонов альфа-амилазы на 1000 галлонов водной жидкости. К иллюстративным примерам окислителей, которые могут быть использованы здесь, могут относиться оксиданты, персульфаты (персульфат аммония), пероксиды, гипохлориты, азосоединения, такие как 2,2'азобис(2-амидинопропан)дигидрохлорид, и окислительно-восстановительные системы. После этого следует стадия вытеснения с высокой скоростью, осуществляемая с помощью водной жидкости, содержащей вызывающие суспендирование глин, ила, песка агенты, такие как полимерные композиции (в частности, производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза, гуар, ксантан и склероглюкан) и поверхностно-активные композиции на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества или другие, такие как смесь хлористоводородной кислоты при 15%, катионоактивного гидрофильного агента и этилендиаминтетрауксусной кислоты. Эта операция, предпочтительно выполняемая с использованием композиций на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, обеспечивает удаления в настоящий момент освобожденных (разрыхленных) твердых частиц из ствола скважины. Под высокой скоростью понимается, например, приблизительно от 6 до 12 баррелей в минуту для ствола с диаметром 8 1/2 дюйма или приблизительно от 3 до 6 баррелей в минуту для ствола с диаметром 6 1/2 дюйма. Скорость вытесняющей жидкости в кольцевом пространстве предпочтительно превышает 30 футов в минуту, наиболее предпочтительно превышает 50 футов в минуту и в большинстве случаев превышает 100 футов в минуту (имея в виду, что вытеснение с высокой скоростью также может быть обеспечено за счет стимулирования, например, неламинарной циркуляции). Следует отметить, что поскольку закупоривающие агенты еще не удалены, вторжение в пласт выбуренной породы или устраняется, или сводится к минимуму во время этой стадии высокоскоростного вытеснения. Большая скорость необходима для оказания достаточного "увлекающего" воздействия на твердые частицы, которые имеются в фильтрационной корке. Могут быть использованы вязкоупругие поверхностно-активные вещества, например, на основе катионогенных поверхностно-активных веществ,таких как хлорид эруцилметил-бис(2 гидроксиэтил)аммония (далее называемый "ЕМНАС"), и цвиттерионных поверхностно-активных веществ, таких как бетаиновые поверхностно-активные вещества. Жидкости-носители, желатинированные-4 006086 вязкоупругими поверхностно-активными веществами, свободны от полимеров, и поэтому они с меньшей вероятностью вызовут повреждения нефтеносного пласта. За первыми двумя операциями следует третья операция удаления закупоривающих агентов, на которой жидкость используется или без какого-либо гравия (заканчивание с автономным фильтром или с расширяемым фильтром), или с гравием (при заканчивании с заполнением гравием). Первые две операции (удаление полимерных компонентов и вытеснение с высокой скоростью) должны быть выполнены до расширения расширяемого фильтра для предотвращения захвата твердых частиц между стенкой ствола скважины и расширяемым фильтром. Аналогичным образом, эти две операции должны быть выполнены до заполнения гравием, чтобы предотвратить захват твердых частиц между стенкой ствола скважины и гравийной набивкой. На данной третьей операции используется отводящий агент для обеспечения отвода раствора для обработки с целью гарантирования контакта растворяющего агента с частицами карбоната вдоль всего необсаженного ствола. Такой отводящий агент предпочтительно представляет собой систему на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, хотя также могут быть использованы другие отводящие агенты на основе, например, вспененных материалов или отводящие агенты, содержащие полимерные гели. На этой третьей операции жидкость также предпочтительно содержит вязкоупругие поверхностно-активные вещества. Вязкоупругие жидкости также способствуют уменьшению давления, обусловленного трением, что представляет собой особый интерес, поскольку должна быть обеспечена транспортировка жидкости-носителя по длинным отрезкам труб уменьшенного сечения. Растворяющий агент может представлять собой кислоту и/или хелатообразователь, если закупоривающий агент представляет собой карбонат, или недостаточно насыщенный соляной раствор, если закупоривающий агент представляет собой соль, используемую в полимерных/карбонатных или содержащих отсортированные по крупности частицы соли, буровых растворах для бурения пласта. К пригодным кислотам относятся минеральные кислоты, предпочтительно хлористоводородные кислоты, и другие кислоты, которые в незначительной степени вступают в реакции с кремнийсодержащими пластами, и органические кислоты, такие как муравьиная кислота, уксусная кислота, лимонная кислота, молочная кислота, фосфорная кислота, фосфоновая кислота и винные кислоты. К примерам хелатообразователей относятся водные растворы, содержащие дикатионные соли (и предпочтительно дикалиевые соли) этилендиаминтетрауксусной кислоты, циклогексилендинитрилтетрауксусная кислота, этиленбисоксиэтиленнитрилотетрауксусная кислота, также известная как этиленгликольбисбетааминоэтилэфир-N,N'тетрауксусная кислота и карбоксиметилиминобисэтиленнитрилотетрауксусная кислота (также известная как диэтилентриаминпентауксусная кислота), гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусная кислота и гидроксиэтилиминодиуксусная кислота. Для заканчивания с образованием гравийной набивки, при котором используется система с альтернативными каналами, введение растворяющего закупоривающий агент,химического реагента (кислоты, раствора хелатообразователя или недостаточно насыщенного соляного раствора) в вязкоупругую жидкость-носитель обеспечивает наиболее заманчивую и предпочтительную возможность, поскольку это обеспечивает объединение заполнения гравием и обработки для очистки от закупоривающего агента в одну операцию, что позволяет сэкономить время бурения, а также обеспечить полный охват открытого ствола, как описано в патенте США 6140277. Термин "гравий" следует понимать как охватывающий любой зернистый материал, такой как песок, боксит в виде керамических шариков, покрытых смолой. Крупность гравия должна быть выбрана на базе обычных критериев; при этом наиболее часто используемые размеры находятся в диапазоне принятых в США номеров сит 20/40 или 40/60. Рекомендуется предусмотреть четвертую стадию, представляющую собой кратковременный период добычи, всякий раз, когда существует вероятность ее возникновения, и эта стадия будет значительно короче со сравнению с периодами добычи и большими объемами добычи, которые, как правило, потребовались бы в нагнетательных скважинах, в частности в скважинах, заканчиваемых с образованием гравийной набивки или расширяемого фильтра, в результате чего уменьшается требуемая вместимость резервуаров на поверхности. В завершение, исходные стадии нагнетаниямогут включать обработку растворителем, обеспечивающим взаимную растворимость, в безрезультатных газовых скважинах, чтобы обеспечить разложение раствора вязкоупругого поверхностно-активного вещества. К примерам пригодных растворителей, обеспечивающих взаимное растворение, относятся монобутиловый эфир этиленгликоля, метиловый эфир дипропиленгликоля, метиловый эфир диметилгликоля и другие эфиры, раскрытые в заявке на патент США 10/253962, поданной 24 сентября 2002, и в соответствующей заявке на международный патент РСТ/ЕР 02/11807, настоящим включенной в данное описание путем ссылки. Такой же подход, предусматривающий обработку ферментом или окислителем для удаления крахмала с последующим высокоскоростным вытеснением для вымывания выбуренной породы в разрыхленной корке из ствола скважины и, в завершение, обработку для растворения закупоривающих агентов вязким раствором, также может быть реализован в скважинах, которые не требуют борьбы с поступлением песка в скважину. Для буровых растворов на углеводородной основе, предназначенных для бурения пласта, предложенный способ состоит из обеспечения циркуляции или раствора сырой нефти/растворителя, обеспечи-5 006086 вающего взаимное растворение, (или в чувствительных к воздействию воды пластах независимо от типа заканчивания, или в скважинах, которые будут заполнены гравием с помощью жидкости-носителя на углеводородной основе), или соляного раствора/раствора растворителя, обеспечивающего взаимное растворение, (в скважинах, которые будут заполнены гравием с помощью жидкостей на водной основе),чтобы нарушить целостность и, тем самым, разрыхлить фильтрационную корку (эта операция заменяет пропитку ферментом или окислителем, предложенную для буровых растворов на водной основе, предназначенных для бурения пласта). Поскольку закупоривающие агенты еще не удалены, утечка в пласт будет сравнительно небольшой, хотя и большей, чем она была перед данной обработкой. За этим следует вытеснение с высокой скоростью путем использования или загущенного соляного раствора (в скважинах, заполняемых гравием с помощью жидкостей на водной основе), или эмульсии воды в масле, которая не содержит никаких твердых частиц (в чувствительных к воздействию воды пластах независимо от типа заканчивания или в скважинах, которые будут заполнены гравием с помощью жидкости-носителя на углеводородной основе), чтобы обеспечить вымывание выбуренной породы из ствола скважины. Третья операция представляет собой нагнетание водного раствора, который содержит раствор хелатообразователя и гидрофильное поверхностно-активное вещество наряду с растворителем, обеспечивающим взаимное растворение, (при заканчивании с автономным или расширяемым фильтром) или эмульсии воды в масле с раствором хелатообразователя или органической кислотой с низкой коррозионной активностью во внутренней фазе эмульсии (или в чувствительных к воздействию воды пластах, или в скважинах, которые будут заполнены гравием с помощью жидкости-носителя на углеводородной основе, причем последний случай предусматривает использование гравия и, таким образом, объединение удаления закупоривающего агента с процессом заполнения гравием). Нагнетание растворителя, обеспечивающего взаимное растворение, в воде должно быть выполнено на ранних стадиях нагнетания для разложения любых остающихся эмульсий. Примеры Буровые растворы на водной основе, предназначенные для бурения пласта. Два широко используемых буровых раствора на водной основе, предназначенных для бурения пласта, содержат биополимер и крахмал и или отсортированные по крупности частицы СаСО 3, или отсортированные по крупности частицы соли в качестве закупоривающего/нагружающего агентов. В этой серии экспериментов был использован буровой раствор на водной основе, предназначенный для бурения пласта, на основе NaCl/KCl в количестве 10,4 фунта на галлон, с биополимером в количестве 1,3 фунта на баррель, крахмалом в количестве 4 фунта на баррель, и отсортированными по крупности частицами СаСО 3 в количестве 42 фунта на баррель. Кроме того, глины в количестве 8 фунтов на баррель и дробленый песок в количестве 10 фунтов на баррель были добавлены для имитации выбуренной породы. Экспериментальное устройство представляло собой модифицированную камеру с высоким давлением и высокой температурой для исследования фильтрации, которая обеспечивает возможность перетока по поверхности керна и имитации заканчивания с фильтрами или с комбинациями фильтров и гравийной набивки. Былипроведены семь экспериментов с данными буровыми растворами на водной основе, предназначенными для бурения пласта, при этом четвертый и шестой эксперименты проводились в соответствии с изобретением. Итоговые данные по экспериментам для оценки приемистости приведены в табл. 1. В первом эксперименте керн из месторождения, имеющий проницаемость по отношению к соляному раствору, составляющую 80 мД, был использован для моделирования приемистости в водной части пласта. Динамическая фильтрация с использованием бурового раствора на водной основе, предназначенного для бурения пласта и описанного выше, была проведена при 170F и перепаде давлений, составляющем 300 фунтов на кв.дюйм, в течение 4 ч. За этим следовала статическая фильтрация в течение 16 ч и последующая динамическая фильтрация в течение 1 ч. Избыточный буровой раствор на водной основе,предназначенный для бурения пласта, затем был вытеснен вязкими фазами гранул гидроксиэтилцеллюлозы (80 фунтов на 1000 галлонов) и соляного раствора при репрессии 300 фунтов на кв. дюйм. Керн был огорожен в течение периода, равного 36 ч, который сочли характерным для времени спуска и подъема снаряда. Для моделирования очистки от фильтрационной корки посредством возобновленной добычи без какой-либо очистки соляной раствор затем закачивали в направлении добычи, что приводило к остаточной проницаемости 79%. За этим следовало измерение проницаемости по отношению к соляному раствору в направлении нагнетания, давшее остаточную проницаемость 52%. Данный эксперимент выполнялся при отсутствии гравийной набивки. Во втором эксперименте был использован другой образец керна из того же месторождения с проницаемостью по отношению к соляному раствору, составляющей 87 мД. Динамическую и статическую фильтрацию бурового раствора, а также вытеснение бурового раствора проводили так же, как в первом эксперименте. За этим следовало размещение гравийной набивки 20/40 и фильтра с проволочной обмоткой из проволоки номер 12. После этого соляной раствор нагнетали в направлении добычи для моделирования очистки от фильтрационной корки посредством добычи, после чего следовало нагнетание соляного раствора в направлении нагнетания, что создавало возможность определения остаточной проницае-6 006086 мости (78%) при добыче после размещения гравийной набивки и последующей остаточной проницаемости (4%) при нагнетании соляного раствора. Кроме того, для исследования влияния предложенного комплекса мер по очистке раствор хелатообразователя, содержащий фермент, наносили на фильтрационную корку при репрессии 300 фунтов на кв. дюйм в течение 2 ч, и пропитка продолжалась в состоянии равновесия в течение дополнительных 16 ч. Непосредственно после этой стадии определяли проницаемость для соляного раствора в направлении нагнетания (остаточная проницаемость составляла 16%). После этого соляной раствор подавали в направлении добычи и после этого определяли конечную проницаемость в направлении нагнетания для оценки влияния возобновленной добычи после очищающей обработки. Эта последняя операция приводила к остаточной проницаемости 97% при нагнетании соляного раствора после обработки и после добычи. Следует отметить, что значения остаточной проницаемости в направлении добычи являются одними и теми же при наличии гравийной набивки или без гравийной набивки (с крупностью, соответствующей принятым в США номерам сит 20/40) при отсутствии очищающей обработки: 78-79%. Тем не менее,последующая устойчивая остаточная проницаемость при нагнетании соляного раствора, составляющая 4% при наличии гравия, была существенно меньшей, чем при отсутствии гравийной набивки (52%). Вопервых, причина, по которой остаточная проницаемость при нагнетании была меньше остаточной проницаемости после добычи при отсутствии гравия, состоит в том, что некоторые из компонентов образованной фильтрационной корки, остающихся в кернодержателе, были снова закачаны в керн во время периода нагнетания. Во-вторых, даже несмотря на то, что при наличии гравийной набивки остаточная проницаемость при добыче, аналогичная проницаемости без гравия, может быть достигнута за счет перераспределения остатка фильтрационной корки в гравийной набивке, эти перераспределенные компоненты фильтрационной корки снова закачиваются в керн в последующем периоде нагнетания. Следует также отметить, что остаточная проницаемость при нагнетании после пропитки раствором хелатообразователя/фермента возросла с 4 до 16%, что является заметным, но недостаточным увеличением. Впоследствии повторное нагнетание после периода добычи приводило к восстановлению проницаемости до уровня 97% от исходной проницаемости для соляного раствора. Третий эксперимент проводили для исследования влияния периода добычи перед нагнетанием для скважины с предстоящим нагнетанием воды. Поскольку нагнетание будет происходить в нефтяную часть пласта, керн из месторождения (с диаметром 1,5 дюйма) был сначала насыщен соляным раствором, после чего следовало вытеснение соляного раствора нефтью до получения остаточного соляного раствора,после чего следовало вытеснение до остаточной нефти для получения базовой проницаемости для соляного раствора и в завершение до нефти для восстановления остаточного насыщения соляным раствором. Последовательно выполненные операции динамической/статической/динамической фильтрации бурового раствора с последующим вытеснением избыточного бурового раствора гранулами гидроксиэтилцеллюлозы и соляным раствором были проведены, как и в предыдущих испытаниях. После этого следовало размещение гравийной набивки в виде суспензии (заложенной вручную), состоящей из жидкостиносителя, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, хелатообразователь и фермент, и из гравия с крупностью 20/40, при этом некоторая избыточная жидкость-носитель оставалась над фильтром (с обмоткой из проволоки номер 12) для имитации избыточной жидкости, которая остается в базовой трубе во время реальной эксплуатации. Была обеспечена возможность пропитывания данной жидкостью при репрессии 300 фунтов на кв. дюйм при 170F в течение 3 ч с последующей пропиткой в условиях равновесия в течение 16 ч. После этого нефть нагнетали в направлении добычи в течение 40 мин со скоростью 6 мл/мин. Это соответствует 200 баррелям добычи при 7100 баррелях в сутки в течение 40 мин в необсаженном стволе диаметром 8,5 дюйма и длиной 722 фута. Последующая попытка закачать соляной раствор в керн приводила к почти нулевой приемистости. Дополнительное нагнетание нефти в направлении добычи в течение периода, составляющего 40 ч, с той же скоростью с последующим нагнетанием соляного раствора сначала давало остаточную проницаемость 40% при нагнетании, которая постепенно уменьшалась до 15% и стабилизировалась на данном уровне. Следует отметить, что добыча на данной стадии соответствует приблизительно 12000 баррелям при 7100 баррелях в день в течение 40 ч. Это представляет собой существенный объем. Данные испытания показали важность правильной оценки требуемого периода добычи перед нагнетанием. Кроме того, ясно, что чем продолжительнее период добычи, тем выше проницаемость при нагнетании. Тем не менее, если период добычи не является достаточно продолжительным для вымывания всех твердых частиц в обратном направлении из гравийной набивки, повторное нагнетание твердых частиц в породу приведет к низкой приемистости. В данном случае было ясно, что длительный период добычи (более продолжительный, чем 40 ч, или эквивалентный более чем 12000 баррелей) потребовался бы для обеспечения большой приемистости в данной скважине. При анализе рассмотренных результатов экспериментов становится ясно, что при отсутствии выбуренной породы в буровом растворе на водной основе, предназначенном для бурения пласта, одностадийная обработка фильтрационной корки раствором, содержащим химический реагент, растворяющий СаСО 3, и крахмальный фермент, может обеспечить получение значений приемистости порядка 50-70%. Тем не менее, идентичные эксперименты за исключением включения выбуренной породы в буровой раствор для бурения пласта дают значения приемистости порядка 0-5% в зависимости от проницаемости-7 006086 керна и типа/размера частиц выбуренной породы. Вышеприведенные результаты не зависят от того, имеется ли гравийная набивка или нет. В четвертом эксперименте керн из месторождения был сначала насыщен соляным раствором и затем подвергся вытеснению нефтью, что привело к проницаемости 87 мД по отношению к нефти. Последующее нагнетание соляного раствора затем привело к базовой проницаемости 5,1 мД по отношению к соляному раствору. Для точного моделирования условий эксплуатации фильтрацию бурового раствора на водной основе, предназначенного для бурения пласта, проводили при перепаде давлений, составляющем 2400 фунтов на кв.дюйм, динамически в течение 4 ч, после чего следовала статическая фильтрация в течение 16 ч и в завершение дополнительная динамическая фильтрация в течение 1 ч. Температура при испытании составляла 170F, и буровой раствор на водной основе, предназначенный для бурения пласта,содержал твердые частицы, имитирующие выбуренную породу, в количестве 10 фунтов на баррель. Избыточный буровой раствор на водной основе, предназначенный для бурения пласта, затем был вытеснен раствором, содержащим 5% фермента в соляном растворе, содержащем 8,9 фунтов NaCl на галлон, при репрессии 950 фунтов на кв.дюйм. Затем была обеспечена возможность пропитывания данным раствором в течение 8 ч. После пропитывания ферментом было выполнено вытеснение с высокой скоростью путем нагнетания раствора 2,5% вязкоупругого поверхностно-активного вещества в соляном растворе при перепаде давлений 950 фунтов на кв.дюйм, при скорости в кольцевом пространстве, составляющей 150 фут/мин. Гравийная набивка с крупностью 20/40 в виде суспензии, состоящей из недавно созданной вязкоупругой поверхностно-активной жидкости, содержащей раствор хелатообразователя и фермент,была затем размещена, и была обеспечена возможность пропитки в течение 6 ч при репрессии 600 фунтов на кв.дюйм и в течение дополнительных 72 ч в состоянии равновесия. В завершение, нагнетание соляного раствора приводило к получению проницаемости при нагнетании, составляющей 4,8 мД, то есть к остаточной проницаемости 94% при нагнетании. На исходных стадиях нагнетаемый соляной раствор содержал растворитель (10%), обеспечивающий взаимное растворение, для разложения жидкости с вязкоупругим поверхностно-активным веществом и тем самым для ускорения окончательного уменьшения вязкости вследствие разбавления соляным раствором. Таким образом, может быть получена остаточная проницаемость при нагнетании, эквивалентная той, которая была получена в эксперименте 2, и при этом не требуется период добычи. В пятом эксперименте был использован керн Веrеа с проницаемостью 512 мД по отношению к соляному раствору. Для устранения эффектов, связанных с относительной проницаемостью, керн был на 100% насыщен соляным раствором в условиях разрежения. Как фильтрацию бурового раствора для бурения пласта, так и вытеснение избыточного бурового раствора гранулированной гидроксиэтилцеллюлозой и впоследствии соляным раствором выполняли так же, как в предыдущих экспериментах. Буровой раствор для бурения пласта содержал выбуренную породу аналогичного типа и в аналогичной концентрации. Вместо обратного потока или одностадийной пропитки раствором хелатообразователя/ферментом была выполнена двухстадийная обработка, содержащая пропитку ферментом с последующей обработкой раствором хелатообразователя. Это привело к остаточной приемистости 3% после пропитки раствором хелатообразователя. Тот же эксперимент затем повторили при единственном отличии,состоящем в том, что включили стадию вытеснения вязкой жидкостью с высокой скоростью (в данном случае жидкостью с вязкоупругим поверхностно-активным веществом) после пропитки ферментом (эксперимент 6) с последующей пропиткой раствором хелатообразователя, как в предыдущем эксперименте. Это дало в результате остаточную приемистость 82% при нагнетании, что представляло собой существенное улучшение по сравнению с предыдущим случаем, в котором стадия высокоскоростного вытеснения вязкой жидкостью была опущена. В последнем эксперименте (эксперимент 7) была использована пробка из искусственного керна, которая сначала была насыщена соляным раствором в условиях разрежения и затем подвергнута вытеснению нефтью, после чего следовала другая стадия нагнетания соляного раствора, приводящая к базовой проницаемости 30,4 мД по отношению к соляному раствору при остаточном насыщении нефтью. Температура при испытании составляла 180F. Такой же состав бурового раствора на водной основе, предназначенного для бурения пласта, содержащий выбуренную породу того же типа и в той же концентрации,что и в испытании 4, был использован для образования фильтрационной корки статически при перепаде давлений 600 фунтов на кв.дюйм в течение 16 ч. Избыточный буровой раствор на водной основе, предназначенный для бурения пласта, был затем заменен 5%-ным раствором фермента в соляном растворе, содержащем 8,9 фунтов NaCl на галлон, для обеспечения возможности пропитки при репрессии (700 фунтов на кв. дюйм) в течение 8 ч. Затем избыточную жидкость удаляли и размещали гравийную набивку с крупностью 20/40 в виде суспензии с такой же жидкостью-носителем, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, раствор хелатообразователя и фермент, и фильтр с обмоткой из проволоки номер 12, при этом некоторая избыточная жидкость-носитель находилась поверх фильтра, как в испытании 4. Пропитка продолжалась при репрессии 600 фунтов на кв.дюйм в течение 6 ч, после чего она продолжалась при уравновешенном давлении в течение 72 ч. За этим следовало нагнетание соляного раствора, при этом вначале он содержал растворитель (10%), обеспечивающий взаимное растворение, а после нагнетали только соляной раствор без указанного растворителя. Достигнутая в результате проницае-8 006086 мость для соляного раствора составила 0,8 мД, то есть остаточная проницаемость при нагнетании составила всего лишь 2,6% по сравнению с 94% в испытании 4. Следует отметить, что при проведении данного эксперимента в значительной степени были повторены те же процедуры, что и в испытании 4, при этом единственное существенное различие состояло в том, что была пропущена стадия вытеснения с высокой скоростью между стадиями использования фермента и хелатообразователя. Таблица 1(эксперименты 4 и 6 включают в себя стадию вытеснения с высокой скоростью согласно изобретению) Эти результаты показали, что предложенный трехстадийный способ позволяет обеспечить большие значения приемистости без какой-либо добычи. Для буровых растворов на водной основе, предназначенных для бурения пласта и содержащих закупоривающие агенты с СаСО 3, этими стадиями предпочтительно являются следующие: (1) осуществление пропитки ферментом или окислителем для гидролиза полимерных составляющих фильтрационной корки, которые удерживают твердые частицы вместе; (2) стадия вытеснения с высокой скоростью вязкой жидкостью для захвата и перемещения твердых частиц из ствола скважины; (3) проведение химической обработки для удаления закупоривающих агентов. В случае нагнетательных скважин с гравийной набивкой последняя операция может и должна быть проведена одновременно с операцией заполнения гравием, чтобы гарантировать полный контакт разлагающего реагента с остающимися частицами СаСО 3. Вторую операцию предпочтительно осуществляют при отсутствии растворителей закупоривающих агентов для удерживания закупоривающих агентов в горловинах пор для предотвращения вторжения выбуренной породы в пласт и для уменьшения потерь в некоторой степени, последнему также способствует использование не наносящей вред, вязкой жидкости, которая полностью разлагается при подвергании ее воздействию растворителя, обеспечивающего взаимное растворение. Буровые растворы на синтетической/углеводородной основе, предназначенные для бурения пласта. Испытания с буровыми растворами на синтетической/углеводородной основе, предназначенными для бурения пласта, включали линейные и радиальные испытания кернов (испытания кернов с линейным и радиальным потоком). Некоторые из ключевых испытаний кратко описаны ниже. Линейные испытания кернов. Линейные испытания проводили путем использования модифицированной камеры с высоким давлением и высокой температурой для исследования фильтрации, которая обеспечивает возможность перетока для динамической фильтрации и вытеснения. В первых четырех испытаниях керны из песчаника Веrеа с проницаемостью от 500 до 600 мД (по отношению к соляному раствору) были использованы при 150F. В пятом испытании согласно настоящему изобретению был использован керн из месторождения с проницаемостью 1160 мД (по отношению к соляному раствору) при 185F. В данных испытаниях не использовали никаких гравийных набивок. Во всех испытаниях были использованы керны, насыщенные на 100% соляным раствором. Были подвергнуты испытаниям два буровых раствора на углеводородной основе, предназначенные для бурения пласта, обычный буровой раствор на нефтяной основе, предназначенный для бурения пласта, и обратимый буровой раствор на нефтяной основе, предназначенный для бурения пласта. Последняя система содержит набор поверхностно-активных веществ, который позволяет изменять смачиваемость фильтрационной корки от способности смачиваться нефтью до способности смачиваться водой и, тем самым,обеспечивает возможность доступа водных растворяющих химических реагентов к закупоривающим агентам, содержащим СаСО 3, которые имеются в фильтрационной корке. Оба буровых раствора для бурения пласта содержали закупоривающие агенты с частицами СаСО 3 одинакового размера и имитированную выбуренную породу (монтмориллонит кальциевая глина) одного и того же типа и в одинаковой концентрации (0 и 25 фунтов на баррель). Составы буровых растворов, используемых в данных испытаниях, приведены в табл. 2. Следует отметить, что различия по концентрации СаСО 3 и внутренней фазы- 10006086 соляного раствора в двух системах обусловлены тем, что должны быть обеспечены идентичная плотность (9,5 фунта на галлон) и достаточно близкие профили реологических характеристик (например, зависимость вязкости от скорости сдвига, предельное динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость, предельное статическое напряжение сдвига). Таблица 2 В первых четырех испытаниях фильтрационные корки из обоих буровых растворов для бурения пласта были образованы статически при репрессии 1000 фунтов на кв.дюйм в течение 2 ч. Избыточный буровой раствор для бурения пласта был затем заменен сырой нефтью и была обеспечена возможность пропитки фильтрационной корки при репрессии 200 фунтов на кв.дюйм в течение 5 мин. Затем избыточную сырую нефть заменяли раствором разлагающего вещества, состоящим из 10%-ной уксусной кислоты, содержащей 5% растворителя, обеспечивающего взаимное растворение, и 0,25% ингибитора коррозии. Пропитка разлагающим веществом выполнялась при репрессии 200 фунтов на кв.дюйм - в течение 5 мин с последующей пропиткой в состоянии равновесия в течение 1 ч. За этим следовала подача потока соляного раствора в направлении нагнетания. Остаточная проницаемость при нагнетании при отсутствии выбуренной породы составляла 48% при обратимом буровом растворе для бурения пласта (линейное испытание-1) по сравнению с 0% для обычного бурового раствора на нефтяной основе, предназначенного для бурения пласта (линейное испытание-2). Эти результаты согласуются с теми, которые были сообщены в литературе (см. L.N. Morgenthaler, R.I. McNeil, R.J. Faircloth, A.L. Collins and C.L. Davis: "Optimization of Mud Cleanup for Openhole Horizontal Wells", SPE Drill.Completion (Mar. 2000) 14-18) в том,что фильтрационные корки обычных буровых растворов на углеводородной основе требуют не только надлежащего химического состава, но также сдвига для эффективного удаления закупоривающих агентов. Напротив, фильтрационная корка обратимого бурового раствора на нефтяной основе, предназначенного для бурения пласта, не требует сдвига, и закупоривающие агенты могут быть удалены посредством статической пропитки. Следует отметить то, что это имеет существенные последствия для скважин, законченных с заполнением гравием, в которых фильтрационная корка не может быть подвергнута сдвигу посредством раствора разлагающего вещества после заполнения гравием. В следующих двух экспериментах монтмориллонит кальциевая глина в количестве 25 фунтов на баррель была использована в качестве имитации выбуренной породы, при этом все остальное было таким же, как в первых двух испытаниях. Получившаяся в результате остаточная проницаемость при на- 11006086 гнетании составила 22% для обратимого бурового раствора для бурения пласта (линейное испытание-3) в сравнении с 0% для обычного бурового раствора на нефтяной основе, предназначенного для бурения пласта (линейное испытание-4). Следует отметить, что относительно высокая остаточная проницаемость(22%) при нагнетании, измеренная для обратимого бурового раствора для бурения пласта, в сравнении с результатами (0-3%), приведенными ранее для буровых растворов на водной основе, предназначенных для бурения пласта, при отсутствии вытеснения с высокой скоростью, обусловлена толщиной и прочностью фильтрационных корок, которые образовались в течение длительных периодов времени (при испытаниях с буровыми растворами на водной основе), а также, как правило, значительно более тонкими фильтрационными корками (и, следовательно, значительно меньшей массой твердых частиц), образованными буровыми растворами на углеводородной основе, предназначенными для бурения пласта, при идентичных условиях. Аналогичные испытания, проводимые в течение длительных периодов фильтрации, как правило, приводили к значениям остаточной проницаемости при нагнетании, находящимся в диапазоне 5-10%, при использовании обратимого бурового раствора для бурения пласта, при использовании очищающей обработки, но без стадии вытеснения с высокой скоростью перед удалением закупоривающего агента, по сравнению с полным отсутствием приемистости при использовании обычных буровых растворов на углеводородной основе, предназначенных для бурения пласта. В последнем эксперименте (линейное испытание-5), проводимом согласно настоящему изобретению, фильтрацию обратимого бурового раствора на нефтяной основе, предназначенного для бурения пласта, выполняли при репрессии 400 фунтов на кв.дюйм в течение 8 ч. За этим следовала циркуляция со скоростью 10 футов в минуту сырой нефти, свободного от твердых частиц бурового раствора для бурения пласта, выталкивающих гранул гидроксиэтилцеллюлозы/растворителя, обеспечивающего взаимное растворение, соляного раствора и, в завершение, 10%-ной уксусной кислоты, при этом все стадии выполнялись в течение времени контакта, составляющего 15 мин. Нагнетание соляного раствора без какойлибо добычи дало в результате остаточную проницаемость при нагнетании, составляющую 85%. Итоговые данные по экспериментам для определения приемистости на основе линейных испытаний для буровых растворов на углеводородной основе приведены ниже в табл. 3. Таблица 3 Радиальные испытания кернов. Данную серию экспериментов проводили путем использования модели радиального потока, которая создает возможность динамической и статической фильтрации, а также вытеснения со скоростями,требуемыми в условиях эксплуатации. Она также обеспечивает возможность размещения различных типов фильтров для имитации скважин, заканчиваемых с обеспечением борьбы с поступлением песка. В экспериментах, рассмотренных ниже, были использованы керны из алоксита с внутренним диаметром 3 дюйма, наружным диаметром 4,375 дюйма и длиной 6 дюймов, при этом использовалась труба с наружным диаметром 2,375 дюйма, размещенная в центре, что позволяло использовать скорость в кольцевом пространстве, составляющую 300 фут/мин, при циркуляции 1 барреля в минуту. Температура составляла 150F во всех испытаниях. Три эксперимента были проведены путем использования бурового раствора на синтетической (эфирной) основе, предназначенного для бурения пласта, при этом состав бурового раствора приведен ниже в табл. 4. Во всех экспериментах керны были насыщены на 100% соляным раствором в начале фильтрации бурового раствора для бурения пласта. Таблица 4- 13006086 Буровой раствор на синтетической основе, предназначенный для бурения пласта, получали с соответствующим составом с плотностью 11,2 фунта на галлон, с отсортированным СаСО 3 в качестве закупоривающего/нагружающего агента и монтмориллонит кальциевая глина в количестве 24 фунта на баррель добавляли для имитации выбуренной породы. В табл. 4 показан состав бурового раствора для бурения пласта. Исходная проницаемость для соляного раствора при 100%-ном насыщении водой составляла 750 мД. Осуществляли циркуляцию бурового раствора для бурения пласта при репрессии 300 фунтов на кв. дюйм в течение 2 ч при скорости 150 фут/мин в кольцевом пространстве, после чего следовал период статической фильтрации продолжительностью 18 ч и краткий период динамической фильтрации с той же скоростью. Репрессия 300 фунтов на кв.дюйм поддерживалась при 150F в течение всей последовательности фильтрации. Затем избыточный буровой раствор для бурения пласта вытесняли сырой нефтью со скоростью в кольцевом пространстве, составляющей 300 фут/мин, в течение 15 мин. После этого сразу же следовала циркуляция на следующих стадиях при скорости в кольцевом пространстве, составляющей 300 фут/мин для каждого испытания. Радиальное испытание-1. Выталкивающие гранулы гидроксиэтилцеллюлозы/растворителя, обеспечивающего взаимное растворение, с последующей циркуляцией смеси, содержащей растворитель, обеспечивающий взаимное растворение, раствор хелатообразователя и поверхностно-активное вещество. Радиальное испытание-2. Те же выталкивающие гранулы гидроксиэтилцеллюлозы/растворителя,обеспечивающего взаимное растворение, с последующей циркуляцией того же растворителя, обеспечивающего взаимное растворение, и поверхностно-активного вещества, как и в радиальном испытании-1; был исключен раствор хелатообразователя. Радиальное испытание-3. Та же смесь, содержащая растворитель, обеспечивающий взаимное растворение, раствор хелатообразователя и поверхностно-активное вещество, как и в радиальном испытании-1; то есть была исключена стадия циркуляции выталкивающих гранул. Каждое испытание включало период статической пропитки с конечной жидкостной стадией, как было указано в приведенных выше последовательностях. Во всех испытаниях последняя операция представляла собой нагнетание соляного раствора для определения остаточной проницаемости при нагнетании, которая составляла соответственно 57, 3 и 56% для испытаний 1, 2 и 3. Кроме того, керны были осмотрены визуально после измерений проницаемости при нагнетании. Наилучшая очистка была достигнута в испытании 1, в котором была использована комбинация выталкивающих гранул с комплексом, состоящим из раствора хелатообразователя, растворителя, обеспечивающего взаимное растворение, и поверхностно-активного вещества. Несмотря на то, что при испытании 3 остаточная приемистость является такой же, как при испытании 1, некоторая часть фильтрационной корки осталась на поверхности керна. Действительно, было установлено, что в зонах, которые не были очищены, толщина фильтрационной корки была приблизительно такой же, как исходная толщина фильтрационной корки до очистки. При применении в промысловых условиях большие скорости потока вблизи периферийного участка могут привести к эрозии некоторой части наружной фильтрационной корки на неочищенных участках и осаждению на поверхности пласта, тем самым приводя к потенциальному снижению приемистости. Это свидетельствует о важности стадий надлежащего вытеснения и еще раз свидетельствует о важности включения вязких выталкивающих гранул. При испытании 2 никакой наружной фильтрационной корки не осталось на поверхности керна, но остаточная проницаемость при нагнетании была чрезвычайно низкой: всего лишь 3%. Это был эксперимент, в котором операции вытеснения с высокой скоростью были выполнены надлежащим образом, но был исключен химический реагент, растворяющий СаСО 3 (в данном случае раствор хелатообразователя). Результаты экспериментов по определению приемистости при "радиальных" испытаниях с буровыми растворами на синтетической основе приведены в табл. 5. Эти испытания ясно показывают, что высокие значения приемистости могут быть достигнуты без какой-либо предшествующей стадии добычи также при использовании буровых растворов на углеводородной основе, предназначенных для бурения пласта, если следовать тем же принципам, которые были рассмотрены ранее для буровых растворов на водной основе: устранение наружной фильтрационной корки за счет последовательности использования сырой нефти и выталкивающих гранул (в отличие от пропитки ферментом или окислителем с последующей обработкой вязкой жидкостью для фильтрационных корок бурового раствора на водной основе) и последующее устранение внутренней фильтрационной корки посредством обработки для удаления закупоривающего агента (раствором хелатообразователя,уксусной кислотой и т.д.). На основе приведенных выше результатов было показано, что способ согласно настоящему изобретению позволяет получить большую приемистость, и при этом не требуется период добычи перед нагнетанием.- 15006086 ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ заканчивания интервала необсаженной нагнетательной скважины, проходящей в подземный пласт и сообщенной с пластом посредством поверхности раздела, содержащей, по меньшей мере,зону проникновения фильтрационной корки бурового раствора, содержащую экранирующие материалы и другие вкрапленные твердые материалы, предотвращающий возможность добычи до заканчивания и включающий следующие операции: нагнетание очищающей жидкости и контактирование ее с фильтрационной коркой бурового раствора в течение периода времени, достаточного для разрыхления некоторых остальных твердых частиц,вкрапленных в эту фильтрационную корку; удаление отделившихся твердых частиц подаваемой с большой скоростью, вытесняющей жидкостью; затем нагнетание растворяющей жидкости, содержащей эффективное количество соли или кислоты,способной растворять экранирующий материал. 2. Способ по п.1, дополнительно включающий операцию, на которой создают возможность добычи из скважины после обработки, обеспечивающей растворение экранирующего материала. 3. Способ по п.1 или 2, в котором подаваемая с большой скоростью вытесняющая жидкость включает, по меньшей мере, добавку, выбранную из группы, состоящей из суспендирующих добавок, сырой нефти бурового раствора на углеводородной основе, если буровой раствор представляет собой буровой раствор на углеводородной основе, и растворителя, обеспечивающего взаимное растворение. 4. Способ по п.3, в котором суспендирующие добавки подаваемой с высокой скоростью вытесняющей жидкости выбраны из группы, состоящей из гелей на основе поверхностно-активного вещества или на полимерной основе. 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором растворяющая жидкость дополнительно содержит отводящий реагент. 6. Способ по п.5, в котором отводящий реагент в растворяющей жидкости выбран из группы, состоящей из вязкоупругого поверхностно-активного вещества, вспененных материалов или полимерных гелевых отводящих реагентов. 7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором растворяющая жидкость представляет собой водную основу, дополнительно содержащую, по меньшей мере, элемент, выбранный из группы,состоящей из хелатообразователя, кислоты и соли в ненасыщенном количестве. 8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором очищающая жидкость содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из ферментов и окислителей. 9. Способ по п.8, в котором ферменты выбраны из группы, состоящей из амилаз, глюкозидаз, манназ, галактоманназ, гемицеллюлазы, целлюлаз, ксантаназ и склероглюканаз. 10. Способ по п.8, в котором окислитель выбран из группы, состоящей из персульфатов, пероксидов, гипохлоритов, азосоединений и окислительно-восстановительных систем. 11. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором растворяющую жидкость нагнетают смешанной с жидкостью с гравийной набивкой. 12. Способ по п.10, в котором гравийную набивку размещают путем использования инструмента с альтернативными каналами для образования гравийной набивки.