Композиции и способы обработки подземных пород

006813 Область изобретения Настоящее изобретение относится к обработке подземных пластов, которые пронизывает ствол скважины. Изобретение, в частности, относится к интенсифицирующим обработкам, таким как разрыв пласта, кислотная обработка материнской породы и кислотный разрыв, слоистых пород, имеющих один или несколько пластов, которые являются проблематичными, но содержат нефть, и имеющих один или несколько слоев, которые являются более проницаемыми для нефти или воды, чем проблематичная зона или проблематичные зоны. Более конкретно, изобретение относится к композициям и способам максимального увеличения количества жидкости, используемой при обработке, которая закачивается в проблематичные зоны, а не в более проницаемые зоны. Предпосылки изобретения При разработке очень многих месторождений нефти, в которых используемые для обработки жидкости закачиваются в породу через ствол скважины, обрабатываемая порода расслоена. Обычно в подобных слоистых породах проницаемости пластов различаются и иногда существенно различаются. Кроме того, обычно один или несколько слоев (которые для простоты в данном описании называют нефтесодержащей зоной) содержат потенциально способный к выработке углеводород (нефть, конденсат или газ). В данном описании термины "нефтесодержащий" и "углеводородсодержащий" используют как взаимозаменяемые, кроме того, как взаимозаменяемые используют термины "нефть" и "углеводород". Часто один или несколько других слоев (которые для простоты в настоящем описании называют водосодержащей зоной) содержат в своих порах исключительно или практически исключительно имеющуюся в породе воду или рассол и либо не содержат углеводород, либо содержат лишь остаточное количество углеводорода, которое сохранилось после того, как способный быть произведенным углеводород уже выработан из указанной зоны. Эта зона может быть хорошим производителем жидкости, которая представляет собой одну только воду или в основном воду. Другая зона или зоны будут считаться проблематичными, поскольку они содержат углеводород, который не был выработан должным образом. Зоны,которые вырабатывают жидкость: либо воду, либо углеводород, либо и воду и углеводород, в настоящем описании называют "непроблематичными", даже несмотря на то, что выработка воды обычно нежелательна. В настоящем описании по определению "проблемной" является такая зона, которая не вырабатывает или не вырабатывает должным образом, так что в соответствии с этим определением зона, которая способна вырабатывать, является "непроблематичной". Если в зоне присутствует как нефть, так и вода,однако некоторое или все количество способной быть произведенной нефти уже выработано, то зона будет считаться водосодержащей зоной; в этом случае вода, как правило, является непрерывной фазой и подвижной фазой, и насыщение водой является высоким. Тем не менее, если порода содержит нефть с водой, то нефть может представлять собой тонкую непрерывную фазу на поверхности пор, однако вода все же будет подвижной фазой. Часто оказывается так, что проницаемость водосодержащей зоны по отношению к закачиваемой жидкости выше, чем проницаемость нефтесодержащей зоны по отношению к закачиваемой жидкости. В других случаях водосодержащая зона отсутствует, но существует стратификация углеводородсодержащих зон или пластов по проницаемости. В подобных случаях нефть будет вырабатываться преимущественно из более проницаемых зон, которые называют "непроблематичными". Менее проницаемая зона или менее проницаемые зоны будут считаться проблематичными, поскольку опять-таки они содержат углеводород, который не был выработан должным образом. Они могут быть проблематичными вследствие того, что им присуща меньшая проницаемость (по геологическим причинам), или вследствие того, что они повреждены. При разработке нефтяного месторождения желательно закачивать все или почти все количество используемой для закачивания жидкости в одну или несколько специфических "проблематичных" нефтесодержащих зон, т.е. в пласт или пласты, содержащие потенциально способный к выработке углеводород, который не вырабатывается или не будет должным образом вырабатываться, а не в другие зоны. Указанные зоны являются "проблематичными", поскольку они являются нефтесодержащими, но не вырабатывают или не будут должным образом вырабатывать содержащийся в них углеводород. В рассматриваемой в настоящем описании ситуации выработка из указанных проблематичных зон является неудовлетворительной, поскольку существуют более продуктивные ("непроблематичные") зоны. Указанные более продуктивные зоны могут быть водосодержащими зонами, которые вырабатывают воду. С другой стороны, они могут не быть водяными зонами, однако проблематичным зонам свойственна меньшая проницаемость по сравнению с другими зонами, или же они могут быть повреждены при бурении, заканчивании скважины или в процессе добычи, так что некоторые нефтесодержащие зоны могут или будут вырабатывать нефть, а другие не могут вырабатывать или не вырабатывают. Например, при гидравлическом разрыве (в том числе кислотном разрыве) оптимальная обработка заключается в размещении разрыва целиком в проблематичной зоне (зонах). Аналогично при кислотной обработке (песчаных пород, с целью удаления повреждений, или карбонатных пород, с целью образования путей протекания жидкости, таких как разветвленные поры) оптимальная обработка будет таковой, при которой вся закачиваемая жидкость попадает в проблематичную зону. Указанные требования важны, поскольку цель указанных обработок заключается в увеличении проницаемости или объема (или обоих вместе) путей про-1 006813 текания жидкостей в проблематичной зоне, при этом оно не сопровождается созданием подобного увеличения в водосодержащих зонах, или, если водосодержащие зоны отсутствуют, в обеспечении большего увеличения проницаемости в "проблематичных" зонах, чем в других зонах. Более того, применяемая для обработки жидкость, которую закачивают в водосодержащую зону, в лучшем случае "тратится впустую" (и часто эту зону называют "зоной поглощения"), даже если она не увеличивает в ней пути для протока. В худшем случае используемая для обработки жидкость, закачиваемая в водосодержащую зону,может усиливать выработку воды. На практике обработка часто не приходится в первую очередь на проблематичные зоны. В большинстве приводимых далее обсуждений "проблематичные" зоны описывают таким образом,как если бы они были проблематичными по сравнению с водосодержащими зонами, однако следует понимать, что проблематичные зоны могут быть проблематичными по отношению к нефтесодержащим зонам. Зоны, в которые требуется закачать используемые при обработке жидкости, обычно описывают как "нефтесодержащие" зоны, даже несмотря на то, что в некоторых случаях все зоны, включая зоны поглощения, являются нефтесодержащими зонами. Как правило, неотводные обработки входят в зоны поглощения, которые обладают высокой насыщенностью водой (поскольку обработка является водной) и/или обладают высокой проницаемостью (поскольку жидкости текут по пути (путям) наименьшего сопротивления). Способы, разработанные для усиления закачки в проблематичную нефтесодержащую зону, даже если она обладает низкой проницаемостью, называют способами отвода жидкости, а использующиеся в них механические устройства и химические реагенты называют отводящими жидкость агентами. Далее в настоящем описании будут рассматриваться только химические отводящие агенты. Некоторые из простых химических отводящих агентов, которые применялись в прошлом, включают растворимые в маслах смолы, растворимую в воде каменную соль и эмульсии. Химический отводящий агент на основе водных мицеллярных гелей вязкоупругого поверхностно-активного вещества описан в патенте США 5979557, который является аналогом настоящей заявки. Указанное вещество будет далее обозначаться как "VES-отводящий агент". VES-отводящий агент применяют в основном при кислотной обработке и разрыве; его использование при кислотном отводе описано в Chang et al., "CaseStudy of a Novel Acid-Diversion Technique in Carbonate Reservoirs", SPE paper 56529 (February, 1998). Его можно применять как для песчаников, так и для карбонатных пород. Поверхностно-активные вещества,приведенные в патенте США 5979557, представляют собой амины, соли аминов и четвертичные аммониевые соли, преимущественно эруцил-бис-(2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорид, известный также как N-цис-13-докозеноил-N,N-бис(2-гидроксиэтил)-N-метиламмонийхлорид. Для того, чтобы жидкость могла образовать гель, она должна содержать соль (например, неорганическую соль Са, Мg, Zn, Al илиZr); VES-отводящий агент может также необязательно включать растворимую в воде органическую соль и/или спирт для улучшения вязкоупругих свойств в жестких условиях. Отвод жидкости с помощью VESотводящего агента может быть временным или постоянным. Мицеллы разрушаются при разбавлении применяемой при обработке водой или при контакте с углеводородом, однако молекулы поверхностноактивного вещества остаются незатронутыми. Некоторые поверхностно-активные вещества при контакте с определенными типами нефти иногда приводят к образованию эмульсий; если это происходит при разрыве пласта или в карбонатных породах, то вряд ли приводит к повреждению в том случае, когда кислотная обработка карбонатных пород оставляет после себя большие разветвленные поры и когда разрыв оставляет большие проходы для протока; поток через них вряд ли ухудшится в присутствии эмульсий. Однако эмульсии могут помешать протоку через маленькие проходы, которые остаются после кислотной обработки песчаника или же в том случае, когда образуются небольшие разрывы и небольшие поры. При проведении кислотной обработки материнской породы известно также применение самоотводящихся кислот, которые, как правило, состоят из хлористо-водородной кислоты в смеси с полимерным гелеобразующим агентом и чувствительным к действию рН сшивающим агентом. Самоотводящиеся кислоты обычно разрабатывают таким образом, чтобы они образовывали гель при средних значениях рН,когда кислота частично расходуется. Самоотводящиеся системы, которые основываются не на сшитых полимерах, а скорее на вязкоупругих поверхностно-активных веществах, описаны в патенте США 4695389 (см. также патент США 4324669 и патент Великобритании 2012837, которые оба приводятся здесь в качестве ссылки), являющимся аналогом настоящего изобретения. Системы на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ обладают очень низким давлением при трении, а потому легко перекачиваются и, тем не менее, образуют гель в нисходящей скважине. В патенте США 4695389 раскрывается гелеобразующий агент на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, который предназначен для применения при кислотном разрыве. Наиболее предпочтительный вариант осуществления этого изобретения включает жидкость, содержащую уксуснокислую соль N,N-бис(2 гидроксиэтил)жирного амина (гелеобразующий агент), уксуснокислую соль щелочного металла, уксусную кислоту (т.е. кислоту, которая на самом деле удаляет повреждение из породы) и воду. Другая система химического отводящего агента на основе VES-технологии описана в патенте США 6399546, который является аналогом настоящего изобретения. Указанное вещество, получившее название "Viscoelastic Diverting Acid" (вязкоэластичная отводящая кислота) (VDA), обычно получают из поверхностно-активных веществ, изготовленных из бетаинов, которые авторы настоящего изобретения-2 006813 называют BET поверхностно-активными веществами, и других веществ, которые описаны в патенте США 6258859. VDA жидкости применяют для отвода при кислотной обработке и кислотном разрыве.VDA жидкости получают из смесей сильных кислот, таких как НСl, и BET поверхностно-активных веществ. Свойства геля указанных веществ теряются при закачке сильной кислоты, однако, по мере того,как кислота "расходуется" или потребляется, рН растет и содержание электролита в жидкости повышается (обычно за счет введения ионов кальция как следствие растворения карбонатов), жидкости образуют гель. Таким образом, в первый момент после закачки жидкости входят в наиболее проницаемую зону(зоны), однако когда они образуют гель, то блокируют указанную зону и отводят последующую закачиваемую жидкость в ранее менее проницаемые зоны. Другие улучшенные самоотводящиеся системы описаны в патенте США 6399546, который является аналогом настоящего изобретения, и в соответствующей международной патентной заявке WO 01/29369. В этой заявке, которая приводится здесь в качестве ссылки, предлагаются составы, применимые для кислотных обработок и содержащие амфотерное поверхностно-активное вещество, которое образует гель по мере расходования кислоты в присутствии активирующего количества дополнительного поверхностно-активного вещества и многовалентных катионов, как правило, генерируемых при взаимодействии кислоты с породой. Когда гелеобразующий агент смешивают с хлористо-водородной кислотой,то дополнительное поверхностно-активное вещество препятствует желатинированию раствора; раствор желатинируется, когда рН превышает 2. Патентная заявка ВеликобританииGB 0103449.5, которая является аналогом настоящего изобретения, описывает способное расщепляться поверхностно-активное вещество, имеющее такие химические связи как ацетали, амиды или сложные эфиры, которые могут быть разорваны за счет регулирования рН. В качестве примера приводятся такие связи, которые разрываются сильно разбавленной уксусной кислотой (от 0,5 до 1%) при температурах значительно меньше 60 С, и такие связи, которые разрываются, когда рН превышает 8. В указанной заявке утверждается, что способные расщепляться поверхностноактивные вещества применимы в рабочих жидкостях, используемых в стволе скважины, в частности жидкостях, использующихся при разрыве и при очистке. Были разработаны способы, которые позволяют разрушить мицеллярную структуру некоторыхVES-жидкостей, если они применяются в качестве отводящих жидкость агентов. В заявке на патент СШАUS 2002/0004464A1, которая является аналогом настоящего изобретения, указывается, что определенные карбоновые кислоты, которые имеют заряд, противоположный заряду головной группы VES,могут выполнять функцию расслоителя, разрушая мицеллярную структуру VES-жидкости. В указанном документе также указывается, что некоторые органические кислоты, такие как адипиновая, лимонная и глютаровая кислоты, в протонированной форме могут выполнять функцию расслоителя. С другой стороны, для некоторых поверхностно-активных веществ соли органических кислот, такие как салицилаты,могут служить стабилизаторами. В указанной заявке сообщается, что будет или не будет органическая кислота выполнять функцию VES-расслоителя, зависит от того, является ли поверхностно-активное вещество анионным, катионным, цвиттерионным или неионогенным. Заявка обращает основное внимание на расслоители для систем вязкоупругих поверхностно-активных веществ на основе катионных поверхностно-активных веществ, таких как эруцилметил-бис-(2-гидроксиэтил)аммонийхлорид, и на основе цвиттерионных поверхностно-активных веществ, таких как бетаиновые поверхностно-активные вещества, и раскрывает лишь расслоители, которые действуют путем разрушения мицеллярной структуры VESжидкости. Часто способы отвода либо вызывают повреждения, оставляя после себя частицы, полимер, шлам,осадки, поверхностно-активные вещества и т.д., и/или являются дорогостоящими и сложными, и/или требуют применения специализированного оборудования и технических средств (например, для генерирования, поддержания и регулирования пены). Кроме того, многие отводящие агенты не могут быть применены при высоких температурах или же не совместимы с некоторыми химическими реагентами (такими как сильные кислоты, или же в условиях очень низкой или очень высокой концентрации соли). Существует потребность в простых композициях и способах отвода закачанных жидкостей, в частности, кислых жидкостей, при высоких температурах, при которых отводящие агенты полностью разрушаются за определенные промежутки времени или в определенных условиях, после того как основная обработка завершена. Существует потребность в системах химических отводящих агентов, которые после разрушения не оставляют после себя продуктов разложения, являющихся поверхностно-активными веществами,полимерами или фрагментами сшитых полимеров. Краткое описание изобретения В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения перед обработкой скважины в слоистой подземной породе, которая образована по крайней мере одной водосодержащей зоной и по крайней мере одной углеводородсодержащей зоной (которая не является вырабатывающей или вырабатывает неудовлетворительно, а потому называется "проблематичной"), отводящую жидкость закачивают в водосодержащую зону (которая является вырабатывающей, а потому называется "непроблематичной"). Указанная процедура, которая отводит жидкость, закачиваемую впоследствии в углеводородсодержащую зону при обработке скважины, осуществляется путем отвода жидкости, которая состоит, по крайней ме-3 006813 ре, из водной вязкой желатинированной жидкости, полученной из воды, необходимого для гелеобразования количества поверхностно-активного вещества и кислоты. Отводящая жидкость преимущественно проникает в водосодержащую зону, и кислота разлагает поверхностно-активное вещество по завершении обработки скважины. В другом варианте осуществления настоящего изобретения перед обработкой скважины в слоистой подземной породе, которая образована по крайней мере одной углеводородсодержащей зоной, которая вырабатывает или способна вырабатывать углеводород (а потому называется "непроблематичной"), и по крайней мере одной углеводородсодержащей зоной, которая не вырабатывает или не будет удовлетворительно вырабатывать углеводород (называемой "проблематичной" зоной), поскольку, например, она характеризуется низкой проницаемостью или же повреждена при бурении, заканчивании шахты или в процессе добычи, отводящая жидкость закачивается в углеводородсодержащую зону, которая вырабатывает углеводород. Указанная процедура, которая отводит жидкости, закачиваемые впоследствии в проблематичную углеводородсодержащую зону при обработке скважины, осуществляется путем закачивания отводящей жидкости, которая состоит, по крайней мере, из вязкой водной желатинированной жидкости, полученной из воды, необходимого дляобразования геля количества поверхностно-активного вещества и кислоты. Отводящая жидкость преимущественно попадает в зону, которая является вырабатывающей ("непроблематичной" зоной), а кислота разлагает поверхностноактивное вещество после обработки. Указанная отводящая жидкость представляет собой вязкий водный гель, разлагающийся при высокой температуре под действием кислоты. В другом варианте осуществления настоящего изобретения механизм разложения поверхностно-активного вещества представляет собой кислотный гидролиз, отводящая жидкость практически не содержит соль, а температура породы превышает 37 С. В другом варианте осуществления настоящего изобретения поверхностно-активное вещество имеет следующую амидную структуру: где R1 означает углеводородную группу, которая может быть разветвленной или иметь прямую цепь,может быть ароматической, алифатической или олефиновой группой и содержит от 14 до 26 атомов углерода и может содержать аминогруппу;R2 означает водород или алкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода;R3 означает углеводородную группу, которая содержит от 1 до 5 атомов углерода; иY означает электроноакцепторную группу. Электроноакцепторная группа преимущественно представляет собой четвертичный амин или оксид амина. В частности, поверхностно-активное вещество представляет собой бетаин, имеющий следующую структуру: где R означает углеводородную группу, которая может быть разветвленной или иметь прямую цепь, может быть ароматической, алифатической или олефиновой группой и содержит от 14 до 26 атомов углерода и может содержать амин;n равно от 2 до 4; а р равно от 1 до 5,и смеси указанных соединений. Наиболее предпочтительно поверхностно-активное вещество представляет собой бетаин, в котором R обозначает С 17 Н 33 или C21H41, n=3, a р=1. В других вариантах осуществления настоящего изобретения вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами водные гели могут содержать один или несколько дополнительных поверхностноактивных веществ, спирт, хелатообразующий агент и агент, регулирующий содержание железа. Наконец,в еще одном варианте осуществления настоящего изобретения, когда непроблематичная зона содержит,по крайней мере, остаточное количество углеводорода, способ далее включает закачивание совместного растворителя перед нагнетанием отводящей жидкости. Указанный совместный растворитель предпочтительно является сложным эфиром с низкой молекулярной массой, спиртом или простым эфиром; наиболее предпочтительно он представляет собой монобутиловый эфир этиленгликоля. Совместный растворитель может смешиваться с другими веществами, такими как вода или дизельное топливо. В других вариантах осуществления настоящего изобретения следующей стадией обработки скважины после стадии отвода является гидравлический разрыв, кислотный разрыв, кислотная обработка материнской породы или растворение материнской породы с использованием хелатообразующего агента. Наконец, в еще одних вариантах осуществления настоящего изобретения жидкость, по крайней мере, частично используемая при заполнении скважинного фильтра гравием, гидравлическом разрыве, ки-4 006813 слотном разрыве, кислотной обработке материнской породы или растворении материнской породы, является той же самой жидкостью, которая уже описана выше как вязкий высокотемпературный разлагаемый кислотами водный гель. Краткое описание рисунков На фиг. 1 показана первичная вязкость вязких высокотемпературных разлагаемых кислотами водных гелей, содержащих 7,5% ВЕТ-Е-40 в том виде, как он получен от изготовителя, 5% KCl и 2% HCl, в зависимости от температуры. На фиг. 2 показана первичная вязкость вязких высокотемпературных разлагаемых кислотами водных гелей, содержащих 7,5% ВЕТ-Е-40 в том виде, как он получен от изготовителя, в зависимости от концентрации НСl при температуре приблизительно 23 С. Фиг. 3 показывает время при температуре 88 С, в течение которого вязкость высокотемпературных разлагаемых кислотами водных гелей, содержащих 7,5% ВЕТ-Е-40 в том виде, как он получен от изготовителя, и различные концентрации кислоты, падает до величины приблизительно 50 сП при сдвиге 170 с-1. Фиг. 4 показывает уменьшение вязкости, измеренной при сдвиге 170 с-1, в зависимости от времени при температуре 88 С для высокотемпературных разлагаемых кислотами водных гелей, содержащих 7,5% ВЕТ-Е-40 в том виде, как он получен от изготовителя, и различные концентрации кислоты. Подробное описание изобретения Авторы изобретения идентифицировали класс поверхностно-активных веществ, которые обладают самыми разнообразными свойствами. В водных растворах указанные вещества образуют вязкие гели,которые устойчивы при высоких температурах как в присутствии, так и в отсутствие солей, дополнительных поверхностно-активных веществ, спиртов или хелатообразующих агентов. Более важно то, что указанные поверхностно-активные вещества могут образовывать гели в сильных неорганических кислотах, и концентрацию кислоты можно регулировать таким образом, чтобы указанные гели были устойчивы в условиях разработки месторождений нефти в течение времени, вполне достаточного, чтобы можно было провести обработку месторождения нефти и чтобы они выполнили функцию химического отводящего агента в процессе обработки, а затем они разлагаются под действием кислоты с разрушением структуры геля, при этом они не образуют вредных продуктов разложения. Вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами водные гели, образованные указанными поверхностно-активными веществами в указанных условиях, при разработке определенных месторождений нефти могут также применяться в качестве основных жидкостей, как это будет указано ниже. Ключевые моменты состоят в том, что указанные соединения могут образовывать гели, которые с трудом гидролизуются даже в сильных кислотах, и они могут обеспечивать отвод жидкости в условиях отсутствия соли. Под понятием "с трудом гидролизуются" авторы понимают то, что гидролиз при заданной температуре и рН требует по крайней мере на 1 ч больше, чем необходимо для проведения обработки месторождения нефти, что определяют по уменьшению вязкости жидкости до величины менее 50 сП при скорости сдвига 100 с-1. Под "отводом" жидкости авторы понимают то, что большее количество жидкости проникает в углеводородную зону (зоны), чем можно было бы ожидать из простого расчета на основании относительной проникающей способности жидкости, используемой для обработки, в различных пластах. Под "отсутствием соли" авторы понимают то, что никакие соли, такие как соли, обычно добавляемые в жидкости при обработке нефтяного месторождения, с целью стабилизации глины, формирования VES или повышения плотности (такие как, без их ограничения, соли щелочных, щелочноземельных металлов, аммония или галогениды тетраметиламмония или формиаты) не добавляются в количествах, обычно необходимых для достижения указанных и подобных целей. Авторы не утверждают,что единственными электролитами являются неорганические кислоты. Известно, что многие поверхностно-активные вещества образуют вязкие гели в водных растворах,хотя для того, чтобы гели обладали достаточной вязкостью и стабильностью и были применимы в условиях обработки месторождения нефти, они обычно требуют добавления солей и/или дополнительных поверхностно-активных веществ. Подобные гели и их применение описаны, например, в патентах США 6306800, 6035936 и 5979557. Особенность структуры поверхностно-активных веществ, рассматриваемых в настоящем описании, которые делают указанные поверхностно-активные вещества полезными для применения по настоящему изобретению, заключается в том, что они имеют химические связи, в частности амидные связи, которые стабилизируются соседними функциональными группами. В частности, указанные поверхностно-активные вещества содержат катионные или электроноакцепторные группы на расстоянии в пределах двух атомов от азота. Первой стадией кислотного гидролиза амидов является протонирование амидной функциональной группы. Расположенная рядом электроноакцепторная группа подавляет указанное протонирование и значительно замедляет кислотный гидролиз, в то время как другие поверхностно-активные вещества, которые не обладают этой структурной особенностью, являются слишком устойчивыми или слишком неустойчивыми в сильных кислотах, чтобы быть полезными для применения. Было обнаружено, что некоторые цвиттерионные поверхностно-активные вещества наиболее пригодны для получения вязких высокотемпературных разлагаемых кислотами водных гелей при любых концентрациях электролита; указанные вещества образуют гели без добавления соли и даже в крепких-5 006813 рассолах. Двумя предпочтительными примерами являются бетаины, получившие название, соответственно, ВЕТ-O и ВЕТ-Е. Поверхностно-активное вещество в ВЕТ-O-30 приведено ниже. Это соединение обозначено как ВЕТ-O-30, поскольку получено от производителя (Rhodia, Inc., Крэнбери, Нью-Джерси,США), который выпускает его под маркой Mirataine ВЕТ-O-30, так как оно имеет эфирную группу олеиловой кислоты (включая хвостовую группу С 17 Н 33) и содержит около 30% активного поверхностноактивного вещества; оставшуюся часть составляет преимущественно вода с небольшими добавками хлорида натрия и изопропанола. Аналогичное вещество, ВЕТ-Е-40, которое также получают от компанииRhodia, имеет эфирную группу эруковой кислоты (включая хвостовую группу C21H41) и содержит 40% активного ингредиента, а оставшуюся часть вновь составляет преимущественно вода с небольшим количеством хлорида натрия и изопропанола. Далее в настоящем описании указанные поверхностноактивные вещества будут называться как ВЕТ-O и ВЕТ-Е (и общим термином "BET поверхностноактивные вещества"); в примерах всегда используют ВЕТ-O-30 и ВЕТ-Е-40. Поверхностно-активные вещества поставляются в указанной форме, а спирт и гликоль добавляют для того, чтобы облегчить солюбилизацию поверхностно-активного вещества в воде при указанных высоких концентрациях и сохранить его в виде гомогенной жидкости при низких температурах. При использовании в полевых условиях, после разбавления, количества других компонентов в свежеполученном веществе являются незначительными. BET поверхностно-активные вещества и другие вещества приводятся в патенте США 6258859. В соответствии с указанным патентом, дополнительные поверхностно-активные вещества могут оказаться полезными для увеличения устойчивости к действию рассолов и для увеличения прочности геля и снижения чувствительности VES-жидкости к сдвиговому усилию, в частности, для ВЕТ-O. Примером является додецилбензолсульфонат натрия (SDBS). Бетаины желатинируют водные растворы без необходимости добавления солей, что является необходимым для многих других поверхностно-активных веществ, которые образуют VES-жидкости. Водные желатинированные системы на основе ВЕТ-Е сравнительно быстро разлагаются при концентрации НСl приблизительно от 4 до 10% при температурах, равных или превышающих приблизительно 93 С, вследствие разложения поверхностно-активного вещества. Указанная система сохраняет вязкость при более высоких температурах, чем VES-отводящие агенты, а затем быстрее разлагается. Устойчивость поверхностно-активного вещества (время, в течение которого поверхностно-активное вещество разлагается при заданной температуре) может регулироваться путем изменения концентрации кислоты. Способы и жидкости по настоящему изобретению могут применяться для химического отвода жидкости перед проведением многих обработок месторождений нефти, например, без их ограничения, кислотной обработки материнской породы, растворения материнской породы хелатообразующим агентом,кислотного разрыва (как в виде желатинированной кислой жидкости с расклинивающим наполнителем,так и в виде породной подушки), балластировки гравием, промывки скважины или обычного (не кислотного) разрыва (вновь как в виде водной желатинированной жидкости с расклинивающим наполнителем,так и в виде породной подушки). Вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами водные гели, приготовленные с использованием указанных поверхностно-активных веществ, наиболее применимы в качестве отводящих агентов при гидравлическом разрыве и при кислотных обработках (как кислотном разрыве, так и при кислотной обработке материнской породы). Под "гидравлическим разрывом" авторы понимают интенсифицирующую обработку, которую в соответствии с установившейся практикой проводят на нефтяных и газовых скважинах с обладающими низкой проницаемостью продуктивными пластами, обычно песчаниковыми продуктивными пластами. Специально разработанные жидкости закачиваются под высоким давлением и с большой скоростью в промежуток между обрабатываемыми продуктивными пластами и вызывают раскрытие вертикального разрыва. Створки разрыва распространяются в стороны от скважины в соответствии с естественными напряжениями внутри горной породы. Для того, чтобы сохранить разрыв открытым после завершения обработки, расклинивающий наполнитель, такой как зерна песка определенного размера, смешивают с используемой при обработке жидкостью. Гидравлический разрыв создает высокопроводящую систему коммуникаций на большой площади породы и отводит любые повреждения, которые могут возникать в прилегающих к скважине областях. Под "кислотным разрывом" авторы изобретения понимают обработку по созданию разрыва, при которой в разрыв вводят кислоту; указанную операцию проводят в карбонатных продуктивных пластах. Кислота может растворить, по крайней мере, часть горной породы; нерегулярное вытравливание поверхности разрыва и удаление части минерального вещества приводит к тому, что разрыв не полностью смыкается после окончания закачки, и образуются каналы для протока. При кислотном разрыве обычно проводят чередующиеся стадии закачки вязкой жидкости(для инициирования образования разрыва или для ускорения роста трещины) и кислот. По теории в подобных случаях кислота образует языки внутри вязкой жидкости. Указанные языки кислоты вытравливают карбонатные породы лишь там, где порода соприкасается с кислотным языком. Под "кислотной обработкой материнской породы" авторы изобретения понимают обработку породы с продуктивным пластом с помощью жидкости для воздействия на пласт, содержащей реакционноспособную кислоту. В песчаниковых породах кислота взаимодействует с растворимыми веществами в материнской горной по-6 006813 роде (такими как карбонаты после бурения или жидкости, используемые при заканчивании скважины,которые проникают в материнскую породу) и вымывает или увеличивает поверхности пор. В карбонатных породах кислота практически полностью растворяет материнскую породу, с которой она вступает в контакт. В каждом случае кислотная обработка материнской породы улучшает проницаемость породы и облегчает добычу содержащихся в продуктивном пласте жидкостей. Операции по кислотной обработке материнской породы в идеале проводятся с высокой скоростью, однако применяемое при этой обработке давление меньше давления разрыва породы. Это позволяет кислоте проникать в породу и усиливать глубину обработки, избегая при этом повреждения продуктивного пласта породы. Под "песчаником" авторы изобретения понимают классическую осадочную породу, зерна которой преимущественно имеют размер песчинок. Термин обычно используют для обозначения затвердевшей породы, сформированной в основном кварцевым песком, хотя песчаники часто содержат полевой шпат,фрагменты горной породы, слюду и многочисленные дополнительные зерна неорганических веществ,скрепленные друг с другом кремнеземом или связующим веществом другого типа. Песчаниковые породы могут содержать небольшие количества карбонатных горных пород. Под "карбонатными горными породами" авторы изобретения понимают класс осадочных пород, основными минеральными компонентами которых (обычно 95% или более) являются кальцит (известняк) и арагонит (оба представляют собой СаСО 3) и доломит [СаМg(СО 3)2], минерал, который способен замещать кальцит в процессе доломитизации. Карбонатные горные породы могут содержать небольшие количества песчаника. При проведении подобных обработок (которые авторы настоящего изобретения называют "основными" обработками, чтобы отличить их от стадии отвода жидкости) в дополнение к отводу жидкости вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами гелеобразные жидкости максимально увеличивают отток углеводорода после обработок, максимально увеличивают очистку (удаление вредных компонентов отводящих агентов или жидкостей, применяемых при основной обработке) и одновременно сводят к минимуму выработку воды. Рекомендуется проводить отвод жидкости таким образом, чтобы химический отводящий агент по настоящему изобретению проникал на радиальное расстояние, составляющее по крайней мере 10% от глубины проникновения при основной обработке. Авторы изобретения называют жидкость, применяемую при основной обработке, жидкостью-носителем, если основная обработка представляет собой гидравлический разрыв или заполнение скважинного фильтра гравием. Под "жидкостью-носителем" авторы изобретения понимают жидкость, которая применяется для транспортировки веществ в скважину или из скважины. В идеале жидкости-носители способны перемещать необходимые вещества (такие как песок для закладки при заполнении скважинного фильтра гравием), способны отделять или высвобождать вещества в нужное время и в нужном месте, совместимы с другими используемыми в скважине жидкостями и при этом они не разрушают вскрытые породы. Если основная обработка представляет собой кислотный разрыв или кислотную обработку, то жидкость, которую применяют для основной обработки, авторы изобретения называют "основной" кислой жидкостью. При использовании для гидравлического разрыва вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами гели могут применяться перед формированием подкладки (практически как отводящий агент перед разрывом давлением), в подкладке или в используемой для формирования разрыва жидкости (жидкостиносителе). (Под "подкладкой" авторы изобретения понимают жидкость, которую используют для инициирования гидравлического разрыва и которая не содержит расклинивающий наполнитель, или жидкость, которую применяют для инициирования кислотного разрыва и которая может не содержать кислоту. Подкладки могут загущиваться, и их часто загущивают). Вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами гели необязательно могут содержать дополнительное поверхностно-активное вещество с целью увеличить вязкость или свести к минимуму формирование стойких эмульсий, которые содержат компоненты сырой нефти. При гидравлическом разрыве в дополнение к отводу жидкости особое значение имеет ограничение притока содержащейся в породе воды в процессе и после цикла разработки скважины, с целью максимального увеличения извлечения применяемой для разрыва жидкости и ее компонентов по завершении гидравлического разрыва породы, имеющей углеродсодержащую зону и водосо держащую зону. При гидравлическом разрыве вязкий высокотемпературный разлагаемый кислотами водный гель,используемый в качестве химического отводящего агента, закачивают в породу. Указанная жидкость должна иметь вязкость, превышающую 10 сП, и составлять по крайней мере 35 сП, например от приблизительно 35 сП до приблизительно 500 сП и более предпочтительно по крайней мере 50 сП, при скорости сдвига 100 с-1 в условиях температуры на дне скважины. Поскольку основу жидкости составляет вода, то подвижность увеличивающего вязкость поверхностно-активного вещества в порах водонесущей зоны больше, чем подвижность увеличивающего вязкость поверхностно-активного вещества в нефтяной или газовой зоне. Кроме того, вязкая система поверхностно-активного вещества сохраняет свою вязкость при действии используемой для обработки воды, однако теряет свою вязкость под действием углеводородов. В итоге пробка вязкой жидкости селективно размещается в пористой структуре водосодержащей зоны(зон), а не в пористой структуре углеводородсодержащей зоны (зон). После этого проводят обработку по формированию разрыва. По завершении цикла формирования разрыва выработка содержащейся в породе воды селективно задерживается указанной пробкой вязкой жидкости, тем самым увеличивая количество-7 006813 вырабатываемой жидкости для разрыва, и, в свою очередь, улучшая очистку разрыва и максимально увеличивая последующую трассу, используемую для добычи углеводородов. При идеальной обработке гель вообще не попадает в нефтесодержащую зону, а гель в водосодержащей зоне остается в ней постоянно. На самом же деле некоторое количество геля может проникать в нефтесодержащую зону и, даже если этого не происходит, то все равно попадает часть жидкости, содержащей поверхностно-активное вещество. Кислотное разложение поверхностно-активного вещества устраняет какую бы то ни было блокаду нефтесодержащей зоны гелем или эмульсией, которая могла бы образоваться при взаимодействии добываемой нефти и поверхностно-активного вещества. Кислота может также устранить повреждения вблизи скважины и обеспечивает дальнейшую неразрывность потока между разрывом и скважиной. Даже несмотря на то, что разложение поверхностно-активного вещества кислотой может также привести к усилению потока из водосодержащей зоны, преимущества, предоставляемые под влиянием нефтесодержащей зоны, будут более существенными. Выше уже было установлено, что вязкая система поверхностно-активного вещества сохраняет свою вязкость под действием содержащейся в породе воды, однако теряет свою вязкость под действием углеводородов. Это происходит потому, что структура мицеллярной системы очень быстро разрушается при контакте с очень небольшим количеством углеводорода. Тем не менее, хотя структуры некоторых VESгелевых мицеллярных систем разрушаются сравнительно быстро при контакте с содержащейся в породе водой или другими водными жидкостями, вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами водные гели по настоящему изобретению не разрушаются. Это происходит потому, что легко разрушающиесяVES-системы изготовлены из поверхностно-активных веществ, которые образуют гели лишь в узком диапазоне концентраций соли; приток воды разбавляет системы и снижает концентрацию соли ниже концентрации, необходимой для образования геля. Или же, в некоторых случаях, содержащаяся в породе вода с большим количеством соли увеличивает концентрацию соли выше концентрации, при которой поверхностно-активное вещество может образовать гель. Тем не менее, поверхностно-активные вещества по настоящему изобретению образуют гели в очень широком диапазоне засоленности, так что разбавление содержащейся в породе водой или другими водными жидкостями не приводит к разрушению мицеллярной структуры гелей до тех пор, пока само поверхностно-активное вещество не разбавляется ниже концентрации, при которой оно способно образовать мицеллярную структуру. Предпочтительная очередность закачки жидкостей при кислотной обработке песчаника является следующей: совместный растворитель, затем необязательно сепаратор рассола, далее вязкий высокотемпературный разлагаемый кислотами гель, затем необязательно предварительная промывка с помощью НСl, потом основная жидкость на основе HCl/HF и заключительная промывка. Для карбонатных горных пород применяют следующую последовательность: совместный растворитель, который может, например, смешиваться с дизельным топливом или водой, затем необязательно сепаратор рассола, далее вязкий высокотемпературный разлагаемый кислотами гель, затем НСl в качестве основной кислой жидкости и заключительная промывка. Вязкий высокотемпературный разлагаемый кислотами гель не всегда оптимально применим в карбонатных породах, поскольку в присутствии карбонатов может оказаться трудным поддерживать концентрацию НСl, достаточно высокую для того, чтобы протекал гидролиз поверхностно-активного вещества. Применение может быть ограничено специальными ситуациями, где в процессе обработки предполагается использовать большие концентрации кислоты (или объемы кислоты) и оказывать ограниченное воздействие на карбонатные породы с точки зрения времени или величины поверхности обработки, так что сохраняется достаточное количество кислоты для разложения геля. В любом случае HCl или HC1/HF могут применяться вместе с органическими кислотами, такими как уксусная кислота и муравьиная кислота. Совместный растворитель, такой как 10%-ный монобутиловый эфир этиленгликоля, применяют для окончательной промывки, с целью удаления с поверхности любого смачивающего нефть поверхностно-активного вещества, и сохранения смоченной водой поверхности. В песчанике смесь на основе HCl для предварительной промывки представляет собой от 5 до 15%-ный растворHCl, содержащий ингибитор коррозии. Он замещает Na+ и K+ и растворяет кальцит (карбонат кальция). Указанная операция препятствует последующему осаждению фторсиликатов натрия и калия или фторида кальция, когда вводят HF, и позволяет сэкономить более дорогой HF. Окончательная промывка (для нефти - таким углеводородом, как дизельное топливо или 15%-ный раствор HCl; для газовых скважин кислотой или таким газом как азот или природный газ) также отделяет прореагировавший HF от рассола,который может применяться для промывки трубопроводов, одновременно восстанавливая условия смачивания породы водой, и отделяет любые образовавшиеся осадки. Если при окончательной промывке используют газ, то применяемые при очистке добавки вносят на последней стадии обработки смесьюHC1/HF. При кислотной обработке как песчаника, так и карбонатных пород последовательность проведения стадий можно повторить. В любом случае предварительная обработка и заключительная обработка помогают свести к минимуму любые несовместимости между химическими отводящими агентами, используемыми при обработке жидкостями и нефтью. Цель кислотной обработки материнской породы обычно заключается в формировании значительных разветвленных пор, которые проникают в поврежденную область, окружающую скважину. При кислотной обработке вязкий высокотемпературный разлагаемый кислотами гель селективно блокирует пористую структуру в водосодержащей зоне, но не блоки-8 006813 рует пористую структуру в углеводородной зоне на обработанной поверхности и тем самым отводит кислоту от водосодержащей зоны в зону углеводорода. Для проведения кислотной обработки вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами гели по настоящему изобретению обладают огромным преимуществом перед другими желатинированными жидкостями, в том числе другими желатинированными VES-жидкостями, поскольку они не требуют солей для образования геля. Уже отмечалось, что кислотные системы для кислотной обработки песчаника включают HF или предшественник HF. Ион фтора осаждается в присутствии многовалентных и даже большинства катионов одновалентных металлов. Поэтому отводящие системы, которые требуют для желатинирования соли металлов (или каменную соль в качестве отводящего жидкость агента), не должны контактировать с кислотами, которые содержат фториды. При применении указанных отводящих агентов для предотвращения контакта между отводящим жидкость агентом и используемой для обработкиHF-содержащей жидкостью необходимо использовать сепараторы, такие как растворы HCl, совместные растворители, уксусную кислоту или соли с органическими катионами, такими как хлорид аммония. Вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами гели по настоящему изобретению являются превосходными отводящими агентами для жидкостей, содержащих HF или предшественники HF, поскольку они могут образовываться при использовании неорганических кислот, таких как HCl, в качестве единственного электролита (т.е. отсутствуют соли металлов), и, таким образом, осаждение фторидов уменьшается. Образование катионов при растворении горной породы можно регулировать путем добавления соответствующих изолирующих или хелатообразующих агентов. Фактически HF может входить в состав композиций водных гелей по настоящему изобретению. Вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами водные гели по настоящему изобретению могут также применяться в качестве отводящих жидкость агентов при растворении материнской породы с помощью хелатообразующих агентов, при обработке, аналогичной кислотной обработке материнской породы. При растворении материнской породы с помощью хелатообразующих агентов жидкости с высокой концентрацией указанных хелатообразующих агентов, таких как этилендиаминтетрауксусная кислота, гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусная кислота или гидроксиэтилиминодиуксусная кислота или их различные соли или смеси указанных кислот и/или их солей, нагнетаются в карбонатную материнскую породу с целью растворить часть материнской породы или же нагнетаются в песчаную материнскую породу с целью растворить поврежденные карбонаты. Указанные обработки можно проводить в очень широком диапазоне значений рН, от приблизительно 2 до приблизительно 10. Обычно хелатообразующие агенты или их соли содержатся в используемой при обработке жидкости в количестве, соответствующем их максимальному пределу растворимости при заданном значении рН. Один из предпочтительных способов растворения материнской породы с помощью хелатообразующих агентов заключается в использовании подобных хелатообразующих агентов в присутствии сильных неорганических кислот, таких какHCl. Способ растворения материнской породы с помощью хелатообразующих агентов следует отличать от других стимулирующих обработок нефтяного месторождения, таких как разрыв или кислотная обработка, в которых значительно меньшие количества указанных хелатообразующих агентов могут присутствовать в качестве стабилизаторов или контролирующих металлы агентов.VES-отводящий жидкость агент для создания адекватной вязкости требует органической или неорганической соли. При слишком малом количестве соли система не образует гель; слишком большое количество соли действует как разрушитель, однако некоторые системы можно застабилизировать в концентрированных рассолах. Хотя вязкий высокотемпературный разлагаемый кислотами гель по настоящему изобретению можно получить без добавления соли, авторы настоящего изобретения обнаружили,что ВЕТ-O гели могут быть стабилизированы даже в рассолах, содержащих, по крайней мере, приблизительно 80% CaCl2 или приблизительно 160% СаВr2 вплоть до температуры приблизительно 135 С, путем добавления либо дополнительного поверхностно-активного вещества (такого как додецилбензолсульфонат натрия) или хелатообразующего агента (такого как гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусная кислота(HEDTA) или гидроксиэтилиминодиуксусная кислота (НЕIDA, но не обоих реагентов одновременно. ВЕТ-Е гели стабильны в аналогичных крепких рассолах даже без стабилизаторов. По этой причине вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами гели устойчивы при кислотной обработке и при кислотном разрыве, даже когда изначально они приготовлены без соли, однако концентрации ионов Са очень быстро возрастают вследствие растворения карбонатных пород под действием кислоты. В патенте США 6399546 описывается способ применения VDA-химического отводящего агента на основе VES-технологии. В этом способе применяют ВЕТ-поверхностно-активные вещества вместе с дополнительным поверхностно-активным веществом (таким как слабая органическая кислота SDBS) и очень сильной кислотой. Указанную систему применяют в качестве основной кислой жидкости при кислотных обработках. До тех пор пока концентрация кислоты, например HCl, остается выше определенного уровня, например приблизительно 3% для одной из приведенных в этом патенте систем, система обладает низкой вязкостью и не образует имеющую дальний порядок мицеллярную структуру. По мере того как кислота взаимодействует с карбонатными породами и потребляется, система желатинируется. Это происходит потому, что при достаточно больших концентрациях HCl протонированные (катионные) амины в поверхностно-активном веществе отталкиваются друг от друга, а протонированное (нейтраль-9 006813 ное) дополнительное поверхностно-активное вещество не препятствует отталкиванию. Однако по мере того как концентрация HCl понижается, как протонированное поверхностно-активное вещество, так и протонированное дополнительное поверхностно-активное вещество депротонируются. Вследствие этого отталкивание ослабляется, а сохранившееся отталкивание компенсируется дополнительным поверхностно-активным веществом, которое в этих условиях становится анионным. Следует понимать, что вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами водные гели по настоящему изобретению могут помимо воды, поверхностно-активных веществ и кислот содержать другие компоненты. Подобными дополнительными компонентами являются, например, обычные составные части, которые выполняют конкретную требуемую функцию, такие как хелатообразующие агенты для регулирования многовалентных катионов, ингибиторы коррозии, вспомогательные средства для ингибиторов коррозии, добавки для выделения воды, средства для понижения температуры замерзания, агенты для регулирования глины и т.п. Жидкости и способы по настоящему изобретению могут также применяться со слабыми кислотами. Это означает, что при некоторых обработках скважины, таких как кислотная обработка материнской породы или кислотный разрыв, вместо более сильных неорганических кислот могут быть использованы органические кислоты, такие как муравьиная кислота или уксусная кислота и т.п. Вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами водные гели по настоящему изобретению могут быть использованы для отделения жидкостей или для доставки указанных систем, содержащих органическую кислоту, в виде смесей лимонной кислоты и трифторида бора или смесей органических кислот или неорганических кислот, таких как HCl, HF и борная кислота. Жидкости и способы по настоящему изобретению могут применяться при температурах, при превышении которых поверхностно-активное вещество разлагается в сильной кислоте в течение времени,достаточно большого, чтобы закончить обработку месторождения нефти, но достаточно короткого, чтобы либо позволить провести следующую стадию при проведении последовательности обработок, либо начать отток и добычу. Для каждой комбинации поверхностно-активное вещество/кислота существует температура, выше которой гель не сохраняет достаточную устойчивость в течение времени, достаточного для проведения определенных обработок месторождения нефти. Для каждого поверхностно-активного вещества существует температура, ниже которой разложение протекает слишком медленно для того,чтобы обработка была практичной, поскольку даже очень большие концентрации неорганической кислоты не приводят к разрушению поверхностно-активного вещества за достаточно короткое время. Например, ВЕТ-Е-40 устойчив в 15%-ной HCl в течение более 34 ч при температуре 27 С. Жидкости и способы по настоящему изобретению могут применяться без добавления солей; это означает, что сама по себе неорганическая кислота обеспечивает достаточную концентрацию электролита для образования и стабилизации мицелл и, таким образом, позволяет сформировать вязкий высокотемпературный разлагаемый кислотами гель. Например, ВЕТ-Е-40 обеспечивает образование удовлетворительного геля при концентрации HCl менее 12%. С другой стороны, допустимо добавление соли, такой как KСl, NaCl, CaCl2, NH4Cl и т.п. Жидкость, которая образует гель в солевом растворе, нечувствительна к концентрации солевого раствора. Комбинации неорганической кислоты и рассола также позволяют получить хорошие вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами гели. Композиции по настоящему изобретению более безопасны для окружающей среды, чем ранее использованные композиции, поскольку закачанные жидкости после того, как они вернулись на поверхность, не содержат поверхностно-активные вещества, а продукты разложения не включают какие-либо вещества, которые не были бы растворимыми в воде либо в нефти. Более того, продукты разложения(например, эруковая кислота и амин, образовавшиеся при гидролизе поверхностно-активного вещества ВЕТ-Е-40), как полагают, являются нетоксичными для людей. Не существует ограничений в порядке добавления компонентов при подготовке вязких высокотемпературных разлагаемых кислотами водных желатинированных жидкостей. Смесь поверхностноактивного вещества в том виде, в каком она получена от поставщика; вода; неорганическая кислота; спирт; дополнительное поверхностно-активное вещество или хелатообразующий агент и соль могут быть смешаны в любом порядке либо на месторождении, либо на отдельной буровой площадке. Альтернативно, любая комбинация некоторых компонентов может быть предварительно смешана на месте или на отдельной буровой площадке, а затем позднее в нее могут быть добавлены другие компоненты (компонент). Жидкости могут смешиваться порционно или в протоке. Может применяться стандартное оборудование для смешивания и обычные методы смешивания; нагревание и специальное перемешивание обычно не требуются. Нагревание может быть применено в случае очень холодных внешних условий. Точные количества и конкретное поверхностно-активное вещество или смесь, которую необходимо использовать, будут зависеть от требуемой вязкости, температуры при использовании, времени, необходимого прежде, чем вязкость падает ниже предварительно заданного значения, и других подобных факторов. Концентрации активных ингредиентов, полученных от поставщика поверхностно-активных веществ, в конечной жидкости могут варьировать от приблизительно 4% до приблизительно 15%, предпочтительно от приблизительно 5% до приблизительно 10% и наиболее предпочтительно от приблизительно 6% до приблизительно 7,5%.- 10006813 Очень широкий круг дополнительных поверхностно-активных веществ, органических солей, сложных эфиров и спиртов может быть добавлен в составы вязких высокотемпературных разлагаемых кислотами водных желатинированных жидкостей, с целью влияния на вязкость и устойчивость геля (отличную от устойчивости поверхностно-активного вещества). Например, катионные поверхностно-активные вещества, такие как эруцилметил-бис-(2-гидроксиэтил)аммонийхлорид; амфотерные поверхностноактивные вещества, такие как сами BET (например, могут применяться смеси BET); и анионные поверхностно-активные вещества, такие как додецилбензолсульфонат натрия. Амфотерные и катионные поверхностно-активные вещества, если они используются, обычно добавляют в количестве от приблизительно 0,5 до приблизительно 1,5 об.%, преимущественно приблизительно 0,5 об.%. Анионные поверхностно-активные вещества, если они используются, обычно добавляют в количестве от приблизительно 0,1 до приблизительно 0,5 об.% Другими анионообразующими веществами являются, например, нафталинсульфонат натрия, альфа-олефинсульфонаты натрия и разветвленные или линейные диалкилнафталинсульфонаты натрия, такие как дибутилнафталинсульфонат натрия. Не следует применять неионогенные поверхностно-активные вещества. Могут добавляться органические кислоты, например муравьиная кислота, уксусная кислота, пропионовая кислота и глутаровая кислота. Подобные кислоты, если их используют, обычно добавляют в количестве 20 об.% или менее, предпочтительно от приблизительно 2 до приблизительно 10 об.%. Не следует применять соли жирных кислот. Могут также добавляться сложные эфиры, например диметилглутарат, в количестве вплоть до 6 об.%. Могут также добавляться спирты; предпочтительными спиртами являются метанол, пропиленгликоль и этиленгликоль. Другими спиртами,которые могут использоваться, являются этиловый спирт и пропиловый спирт. Спирты, если их используют, добавляют в количестве вплоть до 10 об.%, предпочтительно в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 6 об.%. Как правило, составы, применяемые при кислотных обработках, обычно содержат ингибиторы коррозии, наиболее предпочтительно небольшие количества уксусной кислоты, например, в концентрации от приблизительно 0,2% до приблизительно 1,0%, и вспомогательное вещество для ингибирования коррозии, муравьиная кислота, например, в концентрации от приблизительно 1 до 2%, или ингибиторы коррозии на основе четвертичных аминов, например, в концентрации от приблизительно 0,2% до приблизительно 0,6%. Предпочтительным ингибитором коррозии для ВЕТ-систем является уксусная кислота. Обычно могут добавляться другие агенты, такие как, например, неэмульгаторы, агенты, снижающие содержание железа, и хелатообразующие агенты. Следует отметить, что, несмотря на отсутствие проведенных испытаний, составы по настоящему изобретению, как ожидается, чувствительны к железу, в частности к ионам трехвалентного железа с концентрацией около 2000 ч. на млн или более. Поэтому перед кислотной обработкой рекомендуется провести предварительную промывку с помощью агента, уменьшающего содержание железа, и хелатообразующего агента. Хотя составы по настоящему изобретению совместимы с небольшими концентрациями неэмульгирующих агентов, препятствующих образованию эмульсий и шламов, хорошей практикой является предварительная промывка скважины совместным растворителем, предпочтительно сложными эфирами с низкой молекулярной массой, простым эфиром или спиртами и, более предпочтительно, монобутиловым эфиром этиленгликоля. По мере необходимости в вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами водные гелеобразные жидкости могут добавляться все другие добавки, обычно применяемые в жидкостях для обработки нефтяных месторождений, такие,без их ограничения, как добавки к ингибиторам коррозии, ингибиторы образования отложений, биоциды,агенты, регулирующие утечки, гравии, расклинивающие наполнители и другие добавки, при условии,что ни одна из них не разрушает структуры, которые приведут к тому, что гели поверхностно-активного вещества не смогут больше образовывать устойчивые высоковязкие гели в тех условиях, где они необходимы. Наиболее важно то, что в отличие от VES-отводящих жидкость агентов, описанных в патенте США 5979557, составы по настоящему изобретению не требуют нефти или совместного растворителя для извлечения из породы, поскольку вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами гели разлагаются в нефтяной зоне. Поэтому, если некоторое количество геля образовалось в нефтяной зоне, то система может быть разработана таким образом, чтобы она разрушалась прежде, чем начнется обратный отток взаимного растворителя и/или начнет поступать нефть в то место, где любое из этих веществ сможет вступить в контакт с гелем. Гель в водяной зоне может быть также разрушен путем разбавления, если имеется поток воды, но, хотя вероятность повреждения под действием отводящих агентов на основе VES обычно очень мала, композиции и способы по настоящему изобретению гарантируют, что не произойдет повреждения нефтяной зоны за счет образования эмульсии или шлама. Разрушение геля путем разбавления является значительно менее эффективным процессом, чем разрушение поверхностно-активного вещества кислотой, так что попадание потока воды из породы в гель в водной зоне может отсрочить разрушение поверхностно-активного вещества кислотой в водной зоне (за счет разбавления кислоты) и, таким образом, продлить, а не сократить операцию отвода жидкости. Если не применяется разрушающее вещество, то потенциально возможна более высокая добыча нефти, поскольку гель может оставаться в водяной зоне, однако существует риск уменьшения (или не увеличения) добычи из-за геля в нефтяной- 11006813 зоне. В присутствии кислоты потенциальное увеличение добычи нефти может быть или не может быть низким, однако риск неудачи при увеличении добычи нефти будет исключительно мал. Систему регулируют таким образом, чтобы время разрушения было больше, чем время закачки. Время разрушения будет зависеть от выбора поверхностно-активного вещества и его концентрации, температуры, выбора кислоты и ее концентрации, концентрации ионогенных веществ и типа анионов и катионов, в том числе ионизированных форм других добавок, таких как хелатообразующие агенты, если они присутствуют; и типа и количества присутствующего спирта. Тем не менее, для выбранного типа поверхностно-активного вещества, например ВЕТ-O в сравнении с ВЕТ-Е, ожидается, что устойчивость будет приблизительно одинаковой (как функция, например, времени, температуры и концентрации кислоты), поскольку указанные поверхностно-активные вещества содержат ту же самую электроноакцепторную группу в разрушаемой функциональной группе. Поверхностно-активные вещества, которые имеют различные электроноакцепторные группы, имеют разные диапазоны устойчивости. Вариации количества кислоты как разрушителя поверхностно-активного вещества могут применяться для регулирования времени, в течение которого вязкий высокотемпературный разлагаемый кислотами гель разрушается при данной температуре. Существует определенный диапазон концентраций кислоты, например для ВЕТ-Е, составляющий от приблизительно 4% вплоть до приблизительно 7%, при которой прочность геля будет приблизительно одинаковой при данной температуре, однако время, необходимое для разрушения, будет уменьшаться с увеличением концентрации кислоты. При превышении указанной концентрации кислоты гель будет разрушаться слишком быстро, чтобы он смог выполнить некоторые свои функции. При еще больших концентрациях кислоты гель не образуется. При слишком низких концентрациях кислоты для данной температуры гель будет устойчивым в течение значительно большего промежутка времени, чем время, необходимое, чтобы провести операции в стволе скважины, а затем начать добычу углеводородов. Несмотря на то, что данные здесь не приводятся, при достаточно низких применимых концентрациях указанные жидкости не смогут обеспечить вязкость, приблизительно больше 50 сП при скорости сдвига 100 с-1 при температурах более 150 С в течение времени, достаточно большого для проведения обработок нефтяного месторождения. Для данного поверхностно-активного вещества и данной концентрации поверхностно-активного вещества, в зависимости от того, какие другие компоненты присутствуют в жидкости, существует температура, при превышении которой поверхностно-активное вещество не будет достаточно устойчивым даже в отсутствие неорганической кислоты, добавляемой для его разрушения. Время жизни вязкого высокотемпературного разлагаемого кислотами геля, содержащего 3% ВЕТ-Е(активная концентрация) + 7% HCl + 1% метанола плюс ингибиторы коррозии, составляет около 100 мин при 66 С. (Время жизни определяется как время, в течение которого вязкость геля падает ниже 50 сП при скорости сдвига 170 с-1.) Аналогичный гель с 4% HCl имеет время жизни более 180 мин при той же самой температуре. Было показано, что при 88 С вязкий гель, содержащий 3% ВЕТ-Е + 2% HCl + 1% метанола плюс ингибиторы коррозии, имеет время жизни около 240 мин. Аналогичный гель с 4% HCl имел при 88 С время жизни всего лишь около 90 мин. Конечно, различные системы, содержащие различные поверхностно-активные вещества и различные концентрации поверхностно-активного вещества, кислоты и другие добавки, будут обладать различным временем жизни при различных температурах, что может быть установлено путем проведения простых экспериментов. Другие важные применения для указанных жидкостей включают разрыв (в породной подушке и в используемой для разрыва жидкости), кислотный разрыв (в породной подушке или на стадиях, которые чередуются со стадиями кислотной обработки), отвод жидкости, безводные отвалы, раскисляющие отвалы, временную избирательную изоляцию воды, цементирование и другие применения при проведении обработки нефтяного месторождения. Для указанных применений предпочтительны жидкости, вязкость которых составляет, по крайней мере, от приблизительно 30 до приблизительно 50 сП при скорости сдвига 100 с-1. Несмотря на то, что применения описаны с точки зрения скважин по добыче нефти и газа,жидкости и способы по настоящему изобретению могут также применяться для нагнетательных скважин(например для ускоренной регенерации или для хранения или же для захоронения отходов) или для продуктивных скважин для получения других жидкостей, таких как диоксид углерода или вода. Пример 1. Вязкие высокотемпературные разлагаемые кислотами водные гели готовят смешиванием 7,5 об.% ВЕТ-Е-40 в том виде, как он получен от производителя (содержит 3% активного ингредиента поверхностно-активного вещества ВЕТ-Е); различных количеств концентрированной (37%) HCl, 0,6% высокотемпературного ингибитора коррозии в виде смеси муравьиной кислоты, винилкетонов и четвертичных аминов (далее в описании называют ингибитором коррозии А); 2,0% 85%-ной муравьиной кислоты в качестве дополнительного ингибитора коррозии (далее в описании называют ингибитором коррозии В) и 1% метанола. Указанные гели нагревают до 88 С, выдерживают при указанной температуре в течение различных периодов времени, охлаждают до комнатной температуры и проводят наблюдение. Результаты приведены в табл. 1. Таблица показывает, что жидкость становится менее устойчивой при увеличении концентрацииHCl. Вязкости охлажденных жидкостей из столбца 2 в табл. 1 измеряют с помощью вискозиметра Fann 35. Результаты приведены в табл. 2 для двух различных скоростей сдвига при комнатной температуре. Таблица 2 Образец той же самой жидкости нагревают до 66 С, выдерживают при указанной температуре в течение различных периодов времени, охлаждают до комнатной температуры и проводят наблюдение. Вязкости охлажденных жидкостей измеряют с помощью вискозиметра Fann 35. Результаты приведены в табл. 3 для двух различных скоростей сдвига при комнатной температуре. Таблица 3HCl, обладает высокой стабильностью при указанной температуре даже при относительно высоких скоростях сдвига. Пример 2. Следующие жидкости готовят смешиванием 7,5 об.% ВЕТ-Е-40 с 5-10 мас.% либо хлорида калия,либо хлорида аммония. Жидкость 1: 7,5 об.% ВЕТ-Е-40 в том виде, как он получен от производителя, и 5% хлорида калия; рН доводят до 9,58 с помощью гидроксида натрия. Жидкость 2: 7,5 об.% ВЕТ-Е-40 в том виде, как он получен от производителя, и 5% хлорида калия; рН доводят до 6,52 с помощью гидроксида натрия. Жидкость 3: 7,5 об.% ВЕТ-Е-40 в том виде, как он получен от производителя, и 10% хлорида калия; рН доводят до 6,79 с помощью гидроксида натрия. Жидкость 4: 7,5 об.% ВЕТ-Е-40 в том виде, как он получен от производителя, и 10% хлорида калия; рН доводят до 7,81 с помощью гидроксида натрия. Жидкость 5: 7,5 об.% ВЕТ-Е-40 в том виде, как он получен от производителя, и 5% хлорида аммония; рН доводят до 7,40 с помощью гидроксида натрия. Жидкость 6: 7,5 об.% ВЕТ-Е-40 в том виде, как он получен от производителя, и 7% хлорида аммония; рН доводят до 7,78 с помощью гидроксида натрия.- 13006813 Вязкости полученных веществ измеряют с помощью вискозиметра Fann 50, при этом вещества нагревают до температуры приблизительно 150 С; результаты представлены в табл. 4, 5 и 6. Температуры приводятся с точностью плюс или минус 2 С. Приведенные данные характеризуют поведение жидкостей в отсутствие неорганических кислот. Таблица 4 Можно видеть, что поведение всех указанных жидкостей весьма схоже. Все они имеют одну максимальную вязкость при температуре приблизительно 37 С и другую при температуре приблизительно- 14006813 108 С, выше которой вязкости постепенно снижаются. Они практически нечувствительны к типу или концентрации добавленной соли. Все жидкости уменьшают свою вязкость при сдвиговом усилии в диапазоне исследованных температур и скоростей сдвига, и все они обладают заметной вязкостью во всех указанных диапазонах. Готовят смешиванием следующую жидкость. Жидкость 7: 7,5 об.% ВЕТ-Е-40 в том виде, как он получен от производителя, 15% концентрированной (37%) HCl, 10% метанола, 0,6% ингибитора коррозии А и 2% ингибитора коррозии В. Полученную жидкость подвергают старению при температуре 54 С в течение заданного времени. Затем жидкость охлаждают и добавляют СаСО 3 в количестве, достаточном для взаимодействия с кислотой. После указанной реакции с кислотой рН составляет от приблизительно 4,2 до приблизительно 4,6. Вязкость образцов жидкости измеряют на вискозиметре Fann 50, при этом образцы нагревают до температуры приблизительно 150 С; результаты представлены в табл. 7 и 8. Таблица 7 Данные табл. 7 и 8 показывают, что указанная жидкость очень медленно разрушается даже в 15%HCl при температуре 54 С. Даже после обработки в течение 8 ч указанная жидкость все еще имеет вязкость более 50 сП при скорости сдвига 100 с-1 при температуре 121 С и имеет вязкость 20 сП при скорости сдвига 100 с-1 при температуре 149 С. Пример 3. Жидкость по примеру 1, содержащую 7% HCl, нагревают до температуры 88 и 66 С, выдерживают при указанных температурах в течение различных периодов времени, охлаждают до комнатной температуры и проводят наблюдение. Вязкости охлажденных жидкостей измеряют с помощью вискозиметраFann 35. Результаты приведены в табл. 9 для каждой температуры старения при скорости сдвига 170 с-1 при комнатной температуре. Результаты, приведенные в примерах 1-3, ясно показывают, что указанные жидкости могут быть устойчивы в сильных неорганических кислотах при высоких температурах в течение времени, достаточно большого для проведения многих операций на нефтяном месторождении, а затем они разлагаются. Чем больше концентрация неорганической кислоты или чем выше температура, тем быстрее разлагается поверхностно-активное вещество и тем меньше время, которое проходит прежде, чем разложится жидкость и будут устранены все нежелательные эффекты. Оборудование, позволяющее провести старение указанных сильнокислых жидкостей при температурах, превышающих 88 С, или измерить их вязкости при температурах выше комнатной, отсутствовало. Пример 4 Данные, приведенные на фиг. 1-4, показывают, как вязкость одного вязкого высокотемпературного разлагаемого кислотами водного геля меняется в зависимости от времени, температуры и концентрации кислоты. Гель готовят из 7,5 об.% ВЕТ-Е-40 в том виде, как он получен от производителя. Фиг. 1 показывает исходную вязкость геля, приготовленного с 5% KСl и 2% HCl, как функцию температуры; указанный гель устойчив в широком интервале температур и может применяться вплоть до температуры по крайней мере 150 С. Вязкость незначительно изменяется во всем исследованном диапазоне температур,что не является необычным для подобных систем, и относительно постоянна. На фиг. 2 показана исходная вязкость при температуре окружающей среды той же самой системы (за исключением того, что она не содержит KСl) в широком диапазоне концентраций HCl. Вариации типичны для такой системы, однако точные концентрации HCl, при которых наблюдаются эффекты, будут меняться в зависимости от поверхностно-активных веществ. Указанная система образует гель в отсутствие какой-либо добавленной соли. По мере увеличения концентрации HCl первоначальная вязкость также возрастает вплоть до определенной концентрации HCl, которая в данном случае составляет приблизительно 7%. Это также типично для подобных систем. При все более и более высоких концентрациях HCl исходная вязкость начинает понижаться, однако все еще превышает 50 сП вплоть до весьма значительной концентрации HCl, которая в данном случае составляет приблизительно 17%. При еще более высоких концентрациях вязкость становится очень низкой. Фиг. 3 показывает время при 88 С, в течение которого вязкость четырех гелей,приведенных на фиг. 2 и имеющих различные концентрации кислоты, падает ниже приблизительно 50 сП, а на фиг. 4 показано уменьшение вязкости в зависимости от времени для первых трех гелей, приведенных на фиг. 3. Представленные данные показывают, как может быть определена и как можно регулировать стабильность и скорость разрушения указанных гелей. При низких концентрациях кислоты системы представляют собой прочные устойчивые гели; при промежуточных концентрациях кислоты системы образуют более вязкие устойчивые гели, которые разрушаются со скоростью, возрастающей с увеличением концентрации кислоты. При более высоких концентрациях кислоты вязкий гель в этой конкретной системе не образуется. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ отвода жидкости, которую при обработке скважины в слоистой подземной породе, содержащей по крайней мере одну проблематичную углеводородсодержащую зону и по крайней мере одну непроблематичную зону, закачивают в указанную проблематичную углеводородсодержащую зону,включающий закачивание отводящей жидкости, которая содержит водную вязкую желатинированную жидкость, содержащую воду, необходимое для образования геля количество поверхностно-активного вещества, эффективное количество кислоты, при этом отводящая жидкость преимущественно проникает в непроблематичную зону, закачивание жидкости для проведения основной обработки. 2. Способ по п.1, где поверхностно-активное вещество имеет следующую амидную структуру: где R1 означает углеводородную группу, которая может быть разветвленной или иметь прямую цепь,может быть ароматической, алифатической или олефиновой группой, содержит от 14 до 26 атомов углерода и может содержать аминогруппу;R2 означает водород или алкильную группу, имеющую от 1 до 4 атомов углерода;R3 означает углеводородную группу, которая содержит от 1 до 10 атомов углерода; иY означает электроноакцепторную группу, которая превращает амидную группу в группу, которая трудно поддается гидролизу. 3. Способ по п.2, где Y включает функциональную группу, выбранную из группы, состоящей из четвертичного амина, оксида амина или карбоновой кислоты. 4. Способ по любому из пп.1-3, где поверхностно-активное вещество представляет собой бетаин,имеющий структуру где R означает углеводородную группу, которая может быть разветвленной или иметь прямую цепь, может быть ароматической, алифатической или олефиновой группой, и содержит от 14 до 26 атомов углерода, предпочтительно от 17 до 22 атомов углерода, и может содержать аминогруппу;n равно от приблизительно 2 до приблизительно 10, преимущественно от приблизительно 3 до приблизительно 5; а р равно от 1 до приблизительно 5, преимущественно от 1 до приблизительно 3,и смеси указанных соединений. 5. Способ по любому из пп.1-4, где поверхностно-активное вещество представляет собой бетаин,имеющий структуру где n=3, а р=1. 6. Способ по любому из пп.1-5, где отводящая жидкость дополнительно содержит одно или несколько дополнительных поверхностно-активных веществ, спирт, хелатообразующий агент и агент, регулирующий содержание железа. 7. Способ по любому из пп.1-6, где обработка скважины представляет собой гидравлический разрыв, заполнение скважинного фильтра гравием, кислотный разрыв, кислотную обработку материнской породы или растворение материнской породы с помощью жидкости, содержащей хелатообразующий агент. 8. Способ по любому из пп.1-7, где непроблематичная зона содержит, по крайней мере, остаточное количество углеводорода, и способ дополнительно включает закачивание совместного растворителя,предпочтительно выбранного из группы, состоящей из сложных эфиров с низкой молекулярной массой,спиртов и простых эфиров, и наиболее предпочтительно монометилового эфира этиленгликоля, перед закачиванием отводящей жидкости.