Способы и композиции для кислотной обработки в стволе скважины

СПОСОБЫ И КОМПОЗИЦИИ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ Предложены усовершенствованные способы кислотной обработки и композиции, содержащие водный раствор одного или нескольких сложных эфиров или полиэфиров оксикислоты или глицерина. Раствор можно подать в скважину, где сложные эфиры или полиэфиры подвергаются гидролизу. Гидролиз сложных эфиров или полиэфиров протекает медленнее, чем гидролиз нескольких других известных сложных эфиров, используемых для подкисления, таких как диэтиленгликольдиформиат, при температурах выше 60 С и даже выше 100 С. Таким образом, раствор для подкисления можно распределить практически по всей области скважины, где требуется кислотная обработка, до того, как гидролиз завершится, хотя и при сравнительно высоких температурах. Гидролиз может привести к медленному выделению кислоты, которая способна поглотить все или большую часть нежелательного вещества в скважине, например фильтрационной корки. 014342 Настоящее изобретение в целом относится к производству углеводородов и более конкретно к способам и композициям, используемым для регулируемой кислотной обработки в скважине путем подачи в скважину водного раствора, содержащего один или несколько сложных эфиров или полиэфиров оксикислот или глицерина, в тех местах, где необходимо подкисление. Уровень техники изобретения Следующие разделы содержат обсуждение, которое проясняется с помощью раскрытых в данной заявке инноваций, и любое обсуждение существующих, предлагаемых или возможных подходов в этом разделе о предпосылках создания изобретения не следует принимать за уровень техники изобретения. Природные ресурсы, такие как газ, нефть и вода, находящиеся в подземном пласте, можно добыть путем бурения скважин в пласте. Бурение скважин включает бурение в пласте при циркулировании в скважине буровой жидкости. При бурении скважин используют различные типы буровых жидкостей,называемых буровым растворами, такие как жидкости на основе минеральных масел и синтетических масел. Такие буровые жидкости обычно образуют на поверхности пласта тонкую фильтрационную корку, которая обеспечивает успешное бурение скважины и препятствует потере жидкости в подземном слое. В частях пласта, богатых углеводородами, часто применяют буровые жидкости, которые образуют фильтрационную корку из производных целлюлозы и крахмала и частиц карбоната кальция. Добыча нефти из подземных пластов может осуществляться в несколько стадий. Первая стадия, называемая первичной стадией добычи, дает возможность нефти течь в скважину (или скважины) естественным путем. Во-первых, природных сил может быть достаточно для выхода нефти на поверхность, где ее собирают. Однако в некоторых местах для вытеснения нефти из скважины на поверхность необходимы насосы. Первичная стадия добычи обычно дает только примерно 5-15% нефти в коллекторе. Вторая операция по добыче обычно проводится для выделения дополнительных количеств нефти из коллектора. Вторая стадия, известная как заводнение пласта, включает накачку жидкости, такой как вода, в так называемую инжекционную скважину (или скважины) для подачи нефти из пласта в производственную скважину (или скважины). Вторичное заводнение дает дополнительно 50% начального запаса нефти в коллекторе. Для подачи оставшейся нефти из пласта в производственную скважину можно также использовать третью операцию по добыче, такую как третье заводнение. К сожалению, присутствие фильтрационной корки на поверхности подземного пласта может отрицательно влиять на поток жидкости через инжекционную и производственную скважины. Фильтрационная корка может закупоривать пористую структуру пласта. В случае инжекционных скважин, особенно при глубоководной добыче, закачиваемая жидкость обычно не вытекает обратно, увлекая за собой фильтрационную корку. Однако давление в насосах (например, давление разрыва пласта), требуемое для создания фильтрационной корки, может быть выше давления, необходимого для достижения хорошей откачки нефти. Процедуру, известную как кислотная обработка, используют для удаления фильтрационной корки уже в течение века. В частности, целлюлозу, из которой сначала состояла фильтрационная корка, можно разрушить, добавляя к фильтрующему осадку кислоту. Считается, что первая процедура подкисления включает прямую закачку в скважину сильных минеральных кислот типа соляной кислоты (HCl). Однако из-за высокой реакционной способности такие сильные кислоты обычно быстро поглощаются, не успевая достичь области целевой обработки, где находится фильтрационная корка. Кроме того, такие кислоты высококоррозионны и действуют на металлические части скважин, вызывая их необратимое разрушение. Для решения проблем, связанных с использованием только минеральных кислот, были предложены новые растворы для кислотной обработки. Например, один из таких растворов для обработки содержит соляную кислоту, эмульгированную в сырой нефти, так что водная фаза, т.е. раствор кислоты в воде, окружена непрерывной нефтяной фазой эмульгатора, что препятствует отрицательному действию кислоты на металлические части скважины. В одном из вариантов такого раствора для обработки использована высокая концентрация эмульгатора, с тем чтобы увеличить время существования стабильной эмульсии. Другой способ обработки включает удаление воды из мест контакта с металлическими частями скважины перед подачей газообразной HCl, абсорбированной в минеральном масле, которое практически не смешивается или не растворяется в воде, что изолирует металл в скважине от воздействия кислоты. В еще одном способе использованы как водная жидкость, так и неводная жидкость, способная поглощать или выделять кислоту при разбавлении водой. В частности, скважину можно заполнить нефтью для защиты металла от кислоты и затем накачать в пласт водную жидкость. Затем в скважину можно подать неводную жидкость, содержащую вещество, образующее кислоту. В другом растворе для обработки используют сложный эфир, например, полученный из глицерина, в качестве эмульгатора для растворения водной кислоты в масле. Для разрушения эмульсии и выделения кислоты сложный эфир подвергают гидролизу. В аналогичном растворе используют ангидрид кислоты, например уксусный ангидрид, в углеводородном носителе, который выделяет кислоту при реакции с водой. Другой раствор для обработки содержит безводную органическую кислоту, такую как муравьиная кислота, уксусная кислота или пропионовая кислота, в безводном углеводороде. К сожалению, такие кислоты, так же как минеральные кислоты, исчезают до того, как они достигают нужной области обработки. Современный способ подкисления включает образование кислот в скважине путем действия фер-1 014342 ментов на соответствующие предшественники кислот. Однако этот способ ограничен устойчивостью конкретного фермента к нагреванию при температуре разложения предшественника кислоты. Высокотемпературная обработка сопровождается быстрым исчезновением кислоты и дезактивацией фермента,что приводит к слабому удалению фильтрационной корки. Поэтому необходимо хранить и обращаться с ферментами и предшественниками кислоты с осторожностью, для того чтобы избежать воздействия на них сравнительно высоких температур при нагревании и освещения солнечным светом. Другой способ включает синхронное выделение кислоты при понижении рН водного раствора, содержащего ортоэфир,до менее примерно 7. К сожалению, при повышенных температурах такое выделение может происходить за сравнительно короткий период времени. В еще одном способе, набирающем популярность, используют медленно протекающую во времени реакцию некоторых сложных эфиров, таких как диэтиленгликольдиформиат, в водном растворе с образованием кислоты, например муравьиной кислоты. Сложные эфиры, используемые для этой цели в настоящее время, гидролизуются со сравнительно низкой скоростью при температурах ниже 60 С. Однако при более высоких температурах эти эфиры гидролизуются слишком быстро и вся кислота расходуется прежде, чем водный раствор успеет соответствующим образом распределиться по фильтрационной корке. Таким образом, при реализации таких способов удаление фильтрационной корки может быть локализовано на соответственно малом участке, что приводит к преждевремнной потере генерирующей кислоту жидкости в порах, которые не были закупорены при таком локальном удалении фильтрационной корки. Поэтому желательно разработать способ подкисления,в котором реакция, приводящая к образованию кислоты, протекала бы сравнительно медленно в широком интервале температур, особенно при высоких температурах. Сущность изобретения Ниже кратко суммированы некоторые выводы и преимущества настоящей заявки. Однако необходимо отметить, что настоящая заявка может раскрыть много вариантов и не все положения данного раздела относятся во всем этим вариантам. Более того, все эти положения не ограничивают формулы изобретения. Усовершенствованный раствор для кислотной обработки может содержать воднуюсреду и один или несколько сложных эфиров или полиэфиров оксикислоты или глицерина, и его можно подавать в скважину. В вариантах, в которых раствор содержит сложный эфир или полиэфир глицерина, раствор практически не содержит таких углеводородов, как нефть. Гидролиз таких эфиров или полиэфиров протекает медленнее, чем гидролиз других сложных эфиров, используемых для кислотной обработки, таких как диэтиленгликольдиформиат, при температурах выше 60 С и даже выше 100 С. Таким образом, усовершенствованный раствор для кислотной обработки может быть распределен практически по всей области скважины, где необходима кислотная обработка, до завершения гидролиза даже при сравнительно высоких температурах. Гидролиз может привести к медленному выделению кислоты, которая способна поглощать нежелательные вещества в скважине, например фильтрационную корку, без привязки к определенному месту. Кроме того, эта кислота может быть более сильной, чем кислота, образующаяся из диэтиленгликольдиформиата, т.е. муравьиная кислота. Соответственно, применение сложных эфиров или полиэфиров оксикислоты или глицерина в операциях кислотной обработки скважин может обеспечить удаление всей или большей части фильтрационной корки, присутствующей в скважине. Краткое описание чертежей На фиг. 1 изображен аппарат для гидролиза сложного эфира, использованного в приведенных ниже примерах. Фиг. 2 иллюстрирует данные по гидролизу различных эфиров, описанных в тексте, и некоторых контрольных сложных эфиров в чистой воде при 100 С. Фиг. 3 иллюстрирует данные по гидролизу различных ацетинов в воде с нейтральным рН при 100 С. Фиг. 4 иллюстрирует данные по гидролизу бутилформиата и бутиллактата в воде с нейтральным рН при 100 С. Фиг. 5 иллюстрирует данные по гидролизу этиллактата в воде с нейтральным рН и в различных соляных растворах при 100 С. Фиг. 6 иллюстрирует данные по гидролизу метил-, этил-, пропил- и бутиллактата в воде с нейтральным рН при 100 С. Подробное описание предпочтительных вариантов Композиции для обработки скважин, в частности композиции для кислотной обработки скважин,могут включать воду в сочетании с (а) одним или несколькими сложными эфирами или полиэфирами оксикислоты, например молочной кислоты, и/или (b) одним или несколькими сложными эфирами или полиэфирами глицерина в отсутствие углеводородов типа нефти. Такие сложные эфиры или полиэфиры сравнительно хорошо растворяются в воде и способны гидролизоваться с образованием кислоты при температуре в интервале примерно 60-150 С. Например, эфиры молочной кислоты или полиэфиры выделяют при гидролизе молочную кислоту. Относительные количества сложных эфиров или полиэфиров и воды в композициях для обработки скважин могут быть эффективными для образования эффективного-2 014342 количества кислоты с целью удаления большей части или всех загрязнителей в скважине, таких как фильтрационная корка. В различных вариантах количество сложных эфиров или полиэфиров в водной композиции для обработки находится в интервале примерно 10-23 мас. или об. % от композиции. Примеры сложных эфиров оксикислот или полиэфиров, пригодных для использования в композициях для обработки скважин, включают производные молочной кислоты: метиллактат, этиллактат, пропиллактат, бутиллактат, трилактин (сложный эфир молочной кислоты и глицерина) и их комбинации. Этиллактат считают особенно пригодным из лактатов из-за его способности к гидролизу в широком интервале температур, примерно 60-150 С, с особенно удобным периодом полупревращения при температурах примерно 80-140 С. Кроме того, этиллактат сравнительно дешев и доступен во всем мире, в то время как другие сложные эфиры обычно ограниченно доступны. Например, диэтиленгликольдиформиат доступен только в Европе и возможно в Африке. Примеры сложных эфиров или полиэфиров глицерина,пригодных для использования в композициях для обработки скважин, включают трипропионин (сложный эфир пропионовой кислоты и глицерина), трилактин и сложные эфиры уксусной кислоты и глицерина, такие как моноацетин, диацетин и триацетин. Для определения периода полупревращения реакции гидролиза можно использовать разные комбинации сложных эфиров или полиэфиров оксикислоты и/или глицерина. Вода, содержащаяся в композициях для обработки скважин, может быть чистой (т.е. с нейтральным рН) или водой с солью. В различных вариантах вода может включать один или несколько соляных растворов, способных образовать композиции для обработки скважин со значениями рН в интервале примерно 6-3. Примеры таких соляных растворов включают растворы бромида натрия (NaBr), хлорида кальция (CaCl2), формиата натрия (NaCOOH), формиата калия (KCOOH), бромида кальция (CaBr2), хлорида калия (KCl), хлорида натрия (NaCl), хлорида цинка (ZnCl), бромида цинка (ZnBr) и их комбинации. Выбор соляного раствора обычно определяется в первую очередь желательной массой жидкости. В дополнительных вариантах композиции для обработки скважин для определения периода полупревращения в реакции гидролиза могут включать один или несколько сложных эфиров других типов. Например, наряду со сложным эфиром или полиэфиром оксикислоты или глицерина в композиции для обработки для уменьшения периода ее полупревращения можно использовать диэтиленгликольдиформиат. Таким образом, диэтиленгликольдиформиат можно использовать для уменьшения времени завершения работы скважины. Он образует в результате гидролиза муравьиную кислоту и выпускается фирмой Halliburton Energy Services, Inc. под торговой маркой диэтиленгликольдиформиат BDF-325. Примеры других сложных эфиров, с которыми можно объединять проведенные здесь сложные эфиры или полиэфиры, включают диэтиленгликольмоноформиат, моноэтиленгликольдиформиат, моноэтиленгликольмоноформиат и их комбинации. Аналогично другие эфиры можно добавлять к описанным здесь сложным эфирам или полиэфирам для получения более высоких скоростей реакции, если это нужно. Указанные композиции для обработки скважин можно готовить смешением одного или нескольких сложных эфиров или полиэфиров и любых других компонентов с водой вблизи скважины перед операцией кислотной обработки. Или компоненты композиций для обработки можно смешать в другом месте и перенести в нужное место для хранения до использования; однако для запасов воды требуется место как при транспортировке, так и при хранении, что делает этот вариант менее привлекательным. Кроме того, для смешения их необходимо заранее выдерживать при температуре ниже 60 С во избежание гидролиза сложного эфира или полиэфира до его подачи в скважину. Кислотную обработку скважины можно осуществлять путем закачивания в скважину композиции для обработки скважины. Температура в скважине может быть достаточной для протекания реакции гидролиза между одним или несколькими сложными эфирами или полиэфирами и водой. Например, температура могжет быть в интервале примерно 60-150 С. Период полупревращения одного или нескольких эфиров молочной кислоты или полиэфиров может быть эффективным для того, чтобы успеть прокачать композицию для обработки через ту часть скважины, где необходимо подкисление, до того, как завершится гидролиз. В других вариантах один или несколько эфиров молочной кислоты или полиэфиров имеют период полупревращения в интервале примерно 6-16 ч, альтернативно примерно 8-13 ч или альтернативно 10-11 ч при гидролизе водой с нейтральным рН при 100 С. Конкретные примеры периодов полупревращения различных сложных эфиров молочной кислоты и глицерина приведены ниже в табл. 1. Использованный здесь термин период полупревращения относится ко времени, которое необходимо для протекания реакции половины первоначального количества сложного эфира или полиэфира. Как видно из табл. 1, периоды полупревращения таких сложных эфиров при сравнительно высоких температурах больше, чем у других известных сложных эфиров для кислотной обработки, например диэтиленгликольдиформиата, который образует муравьиную кислоту. Например, период полупревращения этиллактата может составлять примерно 10-11 ч, в то время как период полупревращения диэтиленгликольдиформиата может составить примерно всего 18-20 мин в воде с нейтральным рН при 100 С. Таким образом, реакция таких сложных эфиров с водой протекает медленнее, что дает возможность пропустить композицию для обработки через всю область целевой обработки в скважине до завершения реакции гидролиза. Образование кислоты при гидролизе происходит за то время, пока кислота находится в контакте с нежелательными веществами в скважине. Кроме того, сила кислоты (например, рН уксусной кислоты 4, 76, рН пропионовой кислоты 4,86 и рН молочной кислоты 3,08 при 100 С) сравнительно высока и молочная кислота даже сильнее, чем муравьиная кислота (рН 3,75 при 100 С). Поэтому кислота может поглотить все или большую часть нежелательных веществ до того, как будет израсходован весь сложный эфир или полиэфир. Сложный эфир или полиэфир для использования в композиции для обработки можно выбирать на основании температуры применения и периода полупревращения сложного эфира или полиэфира. В различных вариантах композицию для обработки скважины можно использовать в операции по закрытию скважины, например для удаления фильтрационной корки с внутренней поверхности стенки скважины. Сравнительно низкая скорость реакции одного или нескольких сложных эфиров или полиэфиров может привести к диспергированию композиции для обработки по всей фильтрационной корке до того, как гидролиз закончится. Кислота, образовавшаясяся при гидролизе, может разложить карбонат кальция, находящийся в фильтрационной корке и являющийся ее основным компонентом. Удаление фильтрационной корки приводит к тому, что нефть, газ и/или вода из подземного коллектора, до которого дошла скважина, могут во время работы протекать в скважину или через скважину. В противном случае фильтрационная корка может блокировать пути транспортировки, такие как поры в земле между коллектором и внутренним объемом скважины, что будет препятствовать передвижению нефти, газа и/или воды через скважину. В дополнительных вариантах описанная здесь операция кислотной обработки может быть использована для ликвидации повреждений подземного пласта вокруг скважины. Это повреждение может иметь вид отложений углеводородного воска и/или неорганических солей, таких как карбонат кальция, в порах силикатного песка, известняка, известковых отложений, или магниевых образований. Такие отложения неорганических солей могут образоваться из подземных вод, насыщенных карбонатами щелочноземельных элементов под давлением, в результате последующего осаждения карбонатов при понижении давления, вызванного бурением скважины. Молочная кислота, образовавшаяся при гидролизе сложного эфира молочной кислоты или полиэфира, может воздействовать на отложения воска и солей и растворить их, что увеличит пористую структуру пласта. Примеры К приведенному выше описанию даны следующие примеры в качестве конкретных вариантов изобретения для демонстрации его практики и преимуществ. Понятно, что примеры даны для иллюстрации и не ограничивают описания и следования формуле тем или иным способом. В следующих примерах для моделирования разрушения фильтрационной корки проводили реакции гидролиза различных сложных эфиров в присутствии карбоната кальция (CaCO3). В каждой реакции определяли количество выделяющейся кислоты в единицу времени. Кислота, выделяющаяся при гидролизе, быстро поглощалась во второй реакции, продуктом которой был диоксид углерода (CO2). Определяли период полупревращения как время расходования половины CaCO3. Используя соотношение PV=nRT,нашли, что количество СаСО 3, из которого образовался примерно 1 л CO2, составляет примерно 4,4 7 г. Авторы удвоили количество CaCO3 (8,94 г) в реакциях и затем определили период полупревращения в расчете на выделение 1 л CO2. Если не указано иное, всепериоды полупревращения действительно соот-4 014342 ветствуют времени расходования 4,47 г CaCO3. В каждом примере была использована следующая общая процедура. Для определения количества газообразного CO2, выделяющегося в каждой реакции, использовали замкнутый реактор, показанный на фиг. 1. В колбу для кипячения 10, нагретую до 100 С, добавляли воду или соляной раствор. CaCO3 не растворялся в воде и был виден на дне колбы 10. После выкипания жидкости в колбу 10 добавляли взвешенное количество сложного эфира. Количество использованного сложного эфира всегда было пропорционально количеству воды или воды в составе соляного раствора, за исключением случаев использования выпускаемых промышленностью соляных растворов. После добавления сложного эфира в кипящую жидкость к колбе 10 присоединяли обратный холодильник 12. Верх холодильника 12 соединяли переходной муфтой 14 с входной трубкой 18 через резиновую пробку 16 с двумя отверстиями. Входная трубка 18 проходила через пробку 16, обеспечивая герметизацию. Отводная трубка 22 проходила со дна колбы 20 в 1000-мл градуированный цилиндр 24. В колбу 20 помещали базовую нефть ХР-07, выпускаемуюHalliburton Energy Services, Inc. Отводная трубка 22 служила для выгрузки нефти в градуированный цилиндр 24. При реакции гидролиза в колбе 10 получали кислоту, которая реагировала с CaCO3 с образованием газообразного CO2. Газ вытеснял нефть из колбы 20 в градуированный цилиндр 24. За скоростью выделения CO2 можно было следить визуально, замеряя количество нефти в градуированном цилиндре 24 в единицу времени. Желательно, чтобы период полупревращения был более 10 ч при 100 С. Пример 1. Приготовили растворы, содержащие различные сложные эфиры молочной кислоты и глицерина (т.е. моноацетин, этиллактат, триацетин, трипропионин), бутилформиат (контроль) и диэтиленгликольдиформиат BDF-325 (контроль) в воде с нейтральным рН, и объединили с CaCO3 в нужном мольном соотношении. Затем проводили реакции гидролиза в полученных растворах при 100 С. За реакциями гидролиза следили и сравнивали периоды полупревращения сложных эфиров. На фиг. 2 показан объем нефти, вытесненной газообразным CO2, в зависимости от времени. Периоды полупревращения сложных эфиров молочной кислоты и глицерина были больше, чем у диэтиленгликольдиформиата BDF325. Для сравнения мольное соотношение бутилформиата и CaCO3 удвоили. Удивительно, но кривая для реакции с мольным соотношением 1:1 была близка к кривой для реакции с мольным соотношением 2:1. Удвоение мольного соотношения бутилформиата должно было привести к увеличению относительной скорости реакции; однако этого не случилось. Можно полагать, что этот факт обусловлен относительной низкой растворимостью бутилформиата, т.к. скорость гидролиза определяется концентрацией бутилформиата в растворе, а не его добавленным количеством. Пример 2. Приготовили растворы, содержащие 10 об.% моноацетина, диацетина и триацетина в деионизированной воде, и объединили с CaCO3 в нужном мольном отношении. Реакции гидролиза с полученными растворами проводили при 100 С. За реакциями гидролиза следили и сравнивали периоды полупревращения сложных эфиров. На фиг. 3 показан объем нефти, вытесненной газообразным CO2, в зависимости от времени. Скорости гидролиза триацетина и диацетина были очень близки. Однако моноацетин поглощался в 4-5 раз медленнее по сравнению с двумя другими ацетинами, а для моноацетина период полупревращения оказался в нужном интервале. Считают, что присутствие двух гидроксильных групп в моноацетине замедляет гидролиз из-за образования водородных связей с водой. Другое предположение опирается на тот факт, что моноацетин является смесью изомеров. Ацетатная группа может быть связана либо с первичной гидроксильной группой, либо со вторичной группой. Один изомер может быть более реакционноспособным, чем другой. Несмотря на небольшие различия в скорости между триацетином и диацетином, нельзя считать, что различия в скорости являются результатом кинетического эффекта, т.к. триацетин содержит три ацетатные группы, а моноацетин одну. Таким образом, различия в скорости могут быть связаны с образованием водородных связей. Пример 3. Приготовили растворы, содержащие бутиллактат и бутилформиат (контроль) в деионизированной воде, и объединили с CaCO3 в нужном мольном соотношении. Для сравнения приготовили также аналогичные растворы, в которых мольное соотношение бутилформиата и бутиллактата и CaCO3 было удвоено. За реакциями гидролиза следили и сравнивали периоды полупревращения сложных эфиров. На фиг. 4 показан объем нефти, вытесненной газообразным CO2, в зависимости от времени. Скорость реакции бутиллактата оказалась больше, чем скорость реакции бутилформиата. Это различие в скоростях реакций, вероятно, обусловлено различием в растворимости этих соединений в воде. Т.е. бутиллактат растворим в воде, в то время как бутилформиат растворим в воде очень слабо. Удвоение концентрации бутиллактата привело к удвоению скорости его реакции. Слабая растворимость бутилформиата определяет малую скорость реакции, что делает его не пригодным для использования в кислотной обработке скважины. Этот результат показывает, что для заметного протекания реакции сложный эфир должен растворяться в водной фазе. Пример 4. Приготовили растворы, содержащие 10 об.% этиллактата в деионизированной воде и различные соляные растворы, и объединили с CaCO3 в нужном мольном отношении. Реакции гидролиза в полученных растворах проводили при 100 С. За реакциями гидролиза следили и сравнивали периоды полупревращения сложных эфиров. На фиг. 5 показан объем нефти, вытесненной газообразным CO2, в зависимости от времени. Этиллактат вел себя одинаково в разных водных растворах. Эти результаты показывают, что этиллактат вполне пригоден для использования в кислотной обработке скважины.-5 014342 Пример 5. Приготовили растворы, содержащие 10 об.% метил-, этил-, пропил- и бутиллактата в деионизированной воде, и объединили с CaCO3 в нужном мольном отношении. Реакции гидролиза в полученных растворах проводили при 100 С. За реакциями гидролиза следили и сравнивали периоды полупревращения сложных эфиров. На фиг. 5 показан объем нефти, вытесненной газообразным CO2, в зависимости от времени. Скорость реакций эфиров молочной кислоты уменьшается так же, как уменьшаются относительные скорости реакций сложных эфиров, в следующем порядке: метилэтилпропилбутил. В различных вариантах способы кислотной обработки в скважине включают помещение в скважину сложного эфира или полиэфира оксикислоты и воды, что создает возможность гидролиза сложного эфира или полиэфира. В других вариантах способы кислотной обработки в скважине включают подачу в скважину водного раствора сложного эфира или полиэфира глицерина, что создает возможность гидролиза сложного эфира или полиэфира, причем водный раствор практически не содержит углеводородов. В других вариантах композиции для кислотной обработки скважины содержат сложный эфир или полиэфир оксикислоты и воду. В следующих вариантах композиции для кислотной обработки скважины содержат сложный эфир или полиэфир глицерина и воду. В альтернативных вариантах один или несколько эфиров молочной кислоты или полиэфиров и воду можно добавить к жидким носителям различных типов, которые используют в скважине. Примеры подходящих жидких носителей включают, но не ограничиваются ими, жидкость для заполнения скважины гравием, буровую жидкость, раствор для закрытия скважины, жидкость для вытеснения и отработанную жидкость, которые все известны в данной области. Хотя были показаны предпочтительные варианты изобретения, специалисты в данной области могут вносить изменения, не отклоняясь от духа и указаний изобретения. Описанные здесь варианты являются только примерами и не ограничивают изобретения. Возможны разные варианты и модификации раскрытого здесь изобретения, которые входят в объем изобретения. Соответственно, объем защиты не ограничивается приведенным выше описанием, а ограничен только приведенной формулой, причем объем включает все эквиваленты смысла пунктов формулы. Каждый пункт включен в описание в качестве варианта настоящего изобретения. Таким образом, пункты представляют собой дополнительное описание и дополняют предпочтительные варианты настоящего изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Композиция для обработки скважины путем кислотной обработки в скважине, содержащая сложный эфир оксикислоты, выбранный из группы, состоящей из метиллактата, этиллактата, пропиллактата,бутиллактата, трилактина или их комбинации, или сложный эфир или полиэфир глицерина, выбранный из группы, состоящей из моноацетина, трипропионина, трилактина или их комбинации, и воду, причем композиция, содержащая сложный эфир или полиэфир глицерина и воду, практически не содержит углеводородов. 2. Композиция для обработки скважины по п.1, содержащая сложный эфир или полиэфир, гидролизуемый при температуре в интервале примерно 60-150 С. 3. Композиция для обработки скважины по п.1, содержащая сложный эфир или полиэфир, который имеет период полупревращения, обеспечивающий его прокачку практически через всю область скважины, где необходимо подкисление, до завершения гидролиза сложного эфира или полиэфира. 4. Композиция для обработки скважины по п.1, в которой сложный эфир или полиэфир имеет период полупревращения при гидролизе водой с нейтральным рН при 100 С в интервале примерно 6-16 ч. 5. Композиция для обработки скважины по п.1, в которой сложный эфир или полиэфир при гидролизе водой с нейтральным рН при 100 С имеет период полупревращения в интервале примерно 8-13 ч. 6. Композиция для обработки скважины по п.1, дополнительно содержащая второй сложный эфир,выбранный из группы, состоящий из диэтиленгликольдиформиата, диэтиленгликольмоноформиата, моноэтиленгликольдиформиата, моноэтиленгликольмоноформиата или их комбинации. 7. Композиция для обработки скважины по п.1, в которой вода представляет собой воду с нейтральным рН или соленую воду типа соляного раствора. 8. Композиция для обработки скважины по п.1, в которой количество сложного эфира или полиэфира составляет примерно 10-23 мас.% или об.% от композиции. 9. Способ кислотной обработки в скважине, включающий подачу композиции для обработки скважины по любому из предыдущих пунктов в скважину, что приводит к гидролизу сложного эфира или полиэфира. 10. Способ по п.9, в котором сложный эфир или полиэфир оксикислоты гидролизуется в скважине при температуре в интервале примерно 60-150 С. 11. Способ по п.9, дополнительно включающий объединение сложного эфира или полиэфира оксикислоты со сложным эфиром второго типа, выбранного из группы, состоящей из диэтиленгликольдиформиата, диэтиленгликольмоноформиата, моноэтиленгликольдиформиата, моноэтиленгликольмоно-6 014342 формиата или их комбинации перед помещением в скважину. 12. Способ по п.9, в котором оксикислоту, образовавшуюся при гидролизе, используют для удаления фильтрационной корки из скважины. 13. Способ по п.9, в котором оксикислоту, образовавшуюся при гидролизе, используют для восстановления подземного пласта. 14. Способ по п.9, в котором эффективная температура гидролиза в скважине находится в интервале примерно 60-150 С. 15. Способ по п.9, в котором используют сложный эфир или полиэфир глицерина с периодом полупревращения, который обеспечивает эффективную прокачку его практически через всю область скважины, где требуется кислотная обработка. 16. Способ по п.9, в котором кислоту, образовавшуюся при гидролизе, используют для восстановления подземного пласта, соседнего со скважиной.