Обрабатывающая композиция

007180 Область изобретения Настоящее изобретение относится к обрабатывающим композициям, содержащим добавки для повышения взаимной растворимости, и к их использованию в обрабатывающих жидкостях для применений, связанных с нефтедобычей. Более конкретно, оно относится к обрабатывающим композициям, содержащим добавки для повышения взаимной растворимости, пригодные для формирования и поддержания однофазных текучих композиций на основе воды, содержащих высокие концентрации кислот или хелатирующих агентов, и к их использованию при растворении и удалении накипи и матричного материала формации. Предпосылки изобретения Во многих промышленных применениях является необходимым удаление с поверхностей или растворение осадков солей (накипи). В способах повышения нефтеотдачи нефтяных скважин иногда является необходимым растворение части формации породы, содержащей углеводороды. В некоторых случаях может быть необходимо растворение накипи на поверхностях скважины или в формации, а также и части формации. Во многих случаях может быть желательным удаление или растворение как можно большего количества материала с помощью настолько ограниченного количества обрабатывающей жидкости (или обрабатывающей композиции), насколько это возможно. Во многих случаях растворение соли и/или формации может быть затруднено. Во многих случаях соль и/или формация могут быть покрыты или, по меньшей мере, частично покрыты нефтью. Когда такая нефть может нарушить процесс, обрабатывающая жидкость, используемая для растворения соли и/или формации, обычно включает в себя добавку для повышения взаимной растворимости. Она представляет собой компонент, который является растворимым в обрабатывающей жидкости, но также смешивается с нефтью, так что она заставляет нефть смешиваться с обрабатывающей жидкостью и делает возможным хороший контакт растворяющего компонента (компонентов) обрабатывающей жидкости с солью и/или формацией. Добавка для повышения взаимной растворимости способствует смачиванию водой поверхности, например, минералов и металлов и, по меньшей мере, частичному удалению с поверхности гидрофобных материалов, таких как масляные суспензии, масла, парафины и асфальтены. Это, в свою очередь, способствует взаимодействию других компонентов обрабатывающей жидкости с поверхностью. Как правило, для осуществления этих операций используются композиции с достаточным содержанием воды. Такие композиции обычно состоят из кислоты, хелатирующего агента для катионов из накипи или формации или из них обоих. Когда является желательным ограничение объема используемой обрабатывающей жидкости и/или когда соль или формация являются только умеренно растворимыми в жидкости, необходимыми являются очень высокие концентрации кислоты и/или хелатирующего агента. Типичные добавки для повышения взаимной растворимости представляют собой многофункциональные неионные материалы, такие как спирты, гликоли и эфиры гликолей, неионные поверхностно-активные вещества и т.п. Добавки для повышения взаимной растворимости, повсеместно используемые в промышленных очистителях и в процессах обработки, связанных с нефтедобычей, не могут формировать стабильные однофазные текучие среды в этих обрабатывающих жидкостях, которые имеют очень высокие концентрации электролитов. Существует необходимость в добавках для повышения взаимной растворимости, которые образуют стабильные однофазные текучие среды в водных композициях, содержащих очень высокие концентрации электролитов. Краткое описание изобретения Один из вариантов воплощения настоящего изобретения представляет собой однофазную обрабатывающую композицию, которая содержит первый компонент, который является либо а) кислотой, выбранной из группы, состоящей из хлористо-водородной, серной, фосфорной, фтористо-водородной, муравьиной, уксусной, борной, лимонной, яблочной, винной и малеиновой кислот, и смеси этих кислот; или b) хелатирующим агентом на основе аминополикарбоновой кислоты, выбранной из группы, состоящей из этилендиаминтетрауксусной кислоты (EDTA), гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусной кислоты(HEEDA), нитрилотриуксусной кислоты (NTA) и их K, Na, NH4 или аминовых солей, и смесей этих хелатирующих агентов, либо соединения из обеих этих групп. Второй компонент обрабатывающей композиции представляет собой добавку для повышения взаимной растворимости, выбранную из группы соединений, имеющих формулуR1-O-CH2-CH2-O-R2,в которой R1 и R2 являются одинаковыми или различными и представляют собой водород, метил, ацетат,акрилат или этил, при условии, что R1 и R2 не являются оба водородом, и при условии, что общее количество атомов углерода в R1 и R2 не больше чем 2, если первый компонент содержит хелатирующий агент на основе аминополикарбоновой кислоты,R1-O-CH2-CH2-O-CH2-CH2-O-R2,в которой R1 и R2 являются одинаковыми или различными и представляют собой водород, метил, ацетат,акрилат, или этил, при условии, что R1 и R2 не являются оба водородом,R1-O-CH2-CH(СН 3)-O-R2,-1 007180 в которой R1 и R2 являются одинаковыми или различными и представляют собой водород, метил, ацетат,акрилат, этил, пропил или бутил, при условии, что если R1 представляет собой акрилат, этил, пропил или бутил, то R2 представляет собой водород, и при условии, что R1 представляет собой водород и R2 представляет собой метил или ацетат, если первый компонент содержит хелатирующий агент на основе аминополикарбоновой кислоты,R1-O-СН 2-СН(СН 3)-O-СН 2-СН(CH3)-O-R2,в которой R1 и R2 являются одинаковыми или различными и представляют собой водород, метил, ацетат,акрилат, этил, или пропил, при условии, что если R1 представляет собой пропил, то R2 представляет собой водород, и при условии, что R1 представляет собой водород и R2 представляет собой метил или ацетат, если первый компонент содержит хелатирующий агент на основе аминополикарбоновой кислоты; и их смеси. Предпочтительные варианты воплощения включают в себя такие, в которых кислота представляет собой смесь лимонной кислоты, фтористо-водородной кислоты и борной кислоты; аминополикарбоновая кислота представляет собой тринатрийгидроксиэтилэтилендиаминтриацетат; рН находится в пределах между примерно 2 и примерно 4; и добавка для повышения взаимной растворимости представляет собой метиловый эфир дипропиленгликоля. Другие варианты воплощения включают в себя способы, использующие обрабатывающую композицию с целью растворения накипи в скважинах и в формациях вблизи скважин, в частности, если накипь, скважина или формация является, по меньшей мере, частично смоченной нефтью; способы с использованием обрабатывающей композиции с целью повышения нефтеотдачи скважин, в частности закисления или кислотного трещинообразования карбонатов и песчаников, в частности, когда формация является, по меньшей мере, частично смоченной нефтью; способы с использованием обрабатывающей композиции с целью удаления отфильтрованных осадков из скважин, в частности, когда отфильтрованные осадки формируются из суспензий на основе нефти, которые содержат минералы, которые являются только умеренно растворимыми, в отсутствие кислоты и/или хеланта; и способы с использованием обрабатывающей композиции с целью удаления материалов на основе нефти с поверхностей. Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения Было обнаружено, что определенные замещенные гликоли и димеры замещенных гликолей могут с преимуществом использоваться в качестве добавок для повышения взаимной растворимости в текучих средах на водной основе, содержащих очень высокие концентрации органических или неорганических кислот, и/или хелатирующих агентов на основе аминополикарбоновых кислот и их органических или неорганических солей. Композиции используются для удаления материалов на основе нефти с поверхности, в частности, когда материалы содержат твердые продукты, не растворимые или только умеренно растворимые в отсутствие кислоты и/или хелатирующего агента. В качестве материалов на основе нефти подразумевается любой материал, который является, по меньшей мере, достаточно гидрофобным; неограничивающие примеры включают сырую нефть, парафины, асфальтены, конденсат, дизельное топливо, поверхностно-активные вещества, растительное масло, не смешивающийся с водой спирт и т.п. В качестве смоченной нефтью поверхности подразумевается поверхность, по меньшей мере, частично покрытая материалом на основе нефти. Композиции, в основном, содержат воду, кислоту или хелатирующий агент или смесь кислот и хелатирующих агентов и добавку для повышения взаимной растворимости. В описании будет последовательно использоваться термин кислота для упоминания всех пригодных для использования кислот, за исключением аминополикарбоновых кислот, даже если они являются хелатирующими агентами, и термины хелатирующий агент или хелант для упоминания всех пригодных для использования аминополикарбоновых кислот или их солей, даже если они могут представлять собой кислоты. Могут включаться многие добавки, обычно находящиеся в таких композициях, при условии, что они не влияют отрицательно на растворимость добавки для повышения взаимной растворимости в смеси. Трубчатые элементы, присутствующие в скважине, часто являются решающим обстоятельством при выборе системы кислоты и/или хеланта, необходимой для достижения приемлемого ингибирования коррозии. Тенденция сталей с высоким содержанием хрома к избыточной коррозии в хлористо-водородной кислоте по сравнению со сталью N80 и воздействие высокого содержания хлоридов на целостность стали могут приводить к выбору более слабых обрабатывающих композиций с кислотой или хелантом. Обнаружено, что эффективность ингибиторов коррозии увеличивается путем использования добавок для повышения взаимной растворимости по настоящему изобретению по сравнению с эффективностью в тех случаях, когда используются другие добавки для повышения взаимной растворимости. Вода может представлять собой любую доступную воду, включая, например, свежую или водопроводную воду, озерную или речную воду, жесткую воду, насыщенный соляной раствор и морскую воду. При выборе воды необходимо иметь в виду два фактора. Во-первых, вода не должна содержать ионов,которые были бы не совместимыми либо с одним из компонентов композиции, либо с ее предполагаемым применением. (Альтернативно, если выбранная вода содержит потенциально вредный ион, может быть добавлен агент, контролирующий этот ион.) Во-вторых, поскольку растворимость добавки для повышения взаимной растворимости в композиции частично зависит от общей ионной силы, если концен-2 007180 трация других необходимых ионных компонентов является высокой, может возникнуть необходимость в ограничении ионной силы воды. Это легко исследовать путем приготовления обрабатывающей жидкости, имеющей желаемую композицию, в образце воды, предполагаемой в качестве выбора, тщательного перемешивания с последующим отстаиванием образца при условиях использования (время, температура и т.п.) и отслеживанием, чтобы убедиться, что не происходит разделения фаз. Кислота может быть выбрана из минеральных кислот, других неорганических кислот и органических кислот. Выбор кислоты основывается на предполагаемом использовании композиции. (Например,может быть выбрана кислота, которая будет растворять соль или формацию, представляющую интерес, и не будет высвобождать частиц, которые затем осаждались бы, если это не является желательным.) Кислоты могут включать поликислоты и смеси различных кислот, включая их продукты реакции (например, фтористо-водородная кислота взаимодействует с борной кислотой с образованием фтороборной кислоты). Неограничивающие примеры кислот включают хлористо-водородную, серную, фосфорную,фосфоновую, фтористо-водородную, муравьиную, уксусную, борную, лимонную, яблочную, винную и малеиновую кислоты. Опять же, при приготовлении композиции необходимо убедиться, что кислота является совместимой со всеми другими компонентами и пригодной для предполагаемого использования композиции, и необходимо провести исследования для того, чтобы убедиться, что конечная композиция представляет собой однофазную текучую среду с соответствующей стабильностью. Как правило, концентрация кислоты будет находиться в пределах от примерно 2 до примерно 30 мас.%, предпочтительно от примерно 7,5 до примерно 28 мас.%. Хелатирующий агент может быть выбран из аминополикарбоновых кислот, таких как неограничивающие примеры: этилендиаминтетрауксусная кислота (EDTA), гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусная кислота (HEDTA), диэтилентриаминпентауксусная кислота (DTPA), гидроксиэтилиминодиуксусная кислота (HEIDA), нитрилотриуксусная кислота (NTA) и их K, Na, NH4 или аминовые соли, и их смеси. Когда используется термин аминополикарбоновые кислоты, он подразумевает включение солей. Еще раз,при приготовлении композиции необходимо убедиться, что аминополикарбоновая кислота является совместимой со всеми другими компонентами и пригодной для предполагаемого использования композиции, и необходимо провести исследования для того, чтобы убедиться, что конечная композиция представляет собой однофазную текучую среду с соответствующей стабильностью. Как правило, рН аминополикарбоновой кислоты устанавливается от примерно 2 до примерно 5 с помощью HCl, если выбранная аминополикарбоновая кислота или соль является растворимой при этом рН, хотя аминополикарбоновая кислота может использоваться при любом рН, при котором она является растворимой. Как правило, концентрация аминополикарбоновой кислоты будет находиться в пределах от примерно 5 до примерно 30 мас.%,предпочтительно от примерно 10 до примерно 25 мас.%. Концентрацию кислоты и/или хелатирующего агента удобно выбирать на основе простоты или сложности удаления или растворения накипи и/или формации, количества накипи или формации и объема обрабатывающей жидкости, которая должна использоваться. В прошлом концентрация кислоты и/или хелатирующего агента могла ограничиваться растворимостью добавки для повышения взаимной растворимости в текучей среде, в особенности, если и другие компоненты вносили вклад в общую ионную силу. Выбор добавки для повышения взаимной растворимости основывается не на предполагаемом использовании композиции, но на совместимости с (или растворимости в) остальными частями композиции, то есть на способности композиции оставаться однофазной текучей средой при временных и температурных условиях использования. Было обнаружено, что многие добавки для повышения взаимной растворимости, например очень часто используемый монобутиловый эфир этиленгликоля, не являются смешиваемыми с водными растворами кислот и/или хелатирующих агентов при высокой ионной силе. Использование несоответствующей добавки для повышения взаимной растворимости может приводить к отрицательным воздействиям при многих видах обработки, например это может приводить к увеличению скоростей коррозии металла или к понижению эффективности повышения нефтеотдачи формации. Не ограничиваясь какой-либо теорией, предполагается, что при этих жестких условиях преимущественное использование добавок для повышения взаимной растворимости определяется гидрофильногидрофобным балансом (также известным как гидрофильно-липофильный баланс). Он связан с размерами, количеством и распределением в пространстве различных остатков молекулы, которые притягиваются либо водой, либо нефтью и являются совместимыми с ними. Когда концентрация и/или сродство с нефтью кислоты и/или хелатирующего агента в композиции увеличивается, количество потенциально пригодных для использования молекул добавки для повышения взаимной растворимости, которые имеют соответствующую структуру, уменьшается. Не может быть приведено конкретного правила, поскольку точный выбор зависит от конкретного приготовления композиции в целом. В пределах группы замещенных гликолей и димеров замещенных гликолей, которая была определена, имеются некоторые добавки, которые будут удовлетворительными для всех кислот и хелатирующих агентов композиций, описанных здесь, и некоторые, например, которые являются подходящими для органических кислот, таких как лимонная кислота, но не для аминополикарбоновых кислот, или некоторые, которые подходят для любой концентрации кислоты и/или хеланта, и некоторые, для которых существуют верхние пределы концентрации кислоты и/или хеланта. Все они будут пригодными для использования, для концентраций-3 007180 кислоты в пределах до примерно 20 мас.% и для концентрации аминополикарбоновой кислоты в пределах до примерно 25 мас.%. Оптимальный выбор добавки для повышения взаимной растворимости или концентрации может быть осуществлен путем небольшого количества простых экспериментов, как описано выше или как будет описано в примерах. Как правило, концентрация добавки для повышения взаимной растворимости будет находиться в пределах от примерно 1 до примерно 10 об.% от обрабатывающей композиции, предпочтительно примерно 5%. Концентрация может быть выбрана на основе баланса между повышением способности к приданию поверхностям смачиваемости водой и удалением нефти при повышенных концентрациях, повышением вероятности отрицательного воздействия на рабочие характеристики определенных добавок, таких как ингибиторы коррозии, при более высоких концентрациях, и стоимостью. Особенно предпочтительная добавка для повышения взаимной растворимости представляет собой метиловый эфир дипропиленгликоля. Добавки для повышения взаимной растворимости, которые, как обнаружено, являются пригодными для использования, представляют собой пропиленгликоль, дипропиленгликоль и следующие замещенные этиленгликоли, диэтиленгликоли, пропиленгликоли и дипропиленгликоли. Следует понимать, что и изомеры любой из структур, представленных в описании, являются пригодными для использования. Сами по себе, этиленгликоль и диэтиленгликоль являются не пригодными для использования. Пригодными для использования являются этиленгликоль и диэтиленгликоль, замещенные на одном или обоих гидроксилах метилом, ацетатом, акрилатом или этилом. Пригодными для использования являются пропиленгликоль и дипропиленгликоль, замещенные на одном или обоих гидроксилах метилом, ацетатом, акрилатом, этилом, пропилом или бутилом (за исключением монобутилового эфира дипропиленгликоля), при условии, что, если один гидроксил является замещенным акрилатом, этилом, пропилом или бутилом,другой гидроксил является незамещенным. Если один компонент смеси представляет собой аминополикарбоновую кислоту, общее количество атомов углерода в группах, замещенных на гидроксильных группах этиленгликоля, не может превышать 2. Если один компонент смеси представляет собой аминополикарбоновую кислоту, по меньшей мере один гидроксил может быть незамещенным, а другой гидроксил может быть замещенным либо метилом, либо ацетатом в пропиленгликоле и дипропиленгликоле. Специалистам в данной области будет понятно, что композиция на водной основе может содержать и другие, не оказывающие вредного воздействия добавки, в меньших или больших количествах, как это является обычным при использовании таких текучих сред. Как он здесь используется, термин не оказывающий вредного воздействия просто указывает на то, что компонент не ингибирует до значительной степени однофазную природу композиции или ее стабильность или функционирование активных компонентов или ингредиентов в способах по настоящему изобретению. Добавки, которые могут содержаться в композиции, включают, но не ограничиваются ими, ингибиторы коррозии, агенты для контроля железа,восстанавливающие вещества, поверхностно-активные вещества, дисперсанты, неэмульгирующие агенты или эмульгирующие агенты, в зависимости от предполагаемого способа использования, вещества,предотвращающие образование осадка, вещества, понижающие трение, стабилизаторы глины, гелеобразующие агенты, вещества для увеличения вязкости и вспенивающие или противовспенивающие вещества, в зависимости от предполагаемого способа использования. Композиция часто содержит, по меньшей мере, ингибитор коррозии, поверхностно-активное вещество, агент для контроля железа и восстановитель. Как всегда, при приготовлении композиции необходимо убедиться с помощью простых исследований, что добавки являются совместимыми и не оказывают друг на друга вредных воздействий. Добавка для повышения взаимной растворимости по настоящему изобретению легко смешивается с водой или с растворами солей, кислот и/или хелатирующих агентов высокой концентрации, и, таким образом, компоненты композиции могут быть добавлены в любой момент времени и в любом порядке при приготовлении конечной композиции, и приготовление может осуществляться с помощью либо загрузочного, либо непрерывного смешивания. Кроме того, концентраты одного или нескольких компонентов могут приготавливаться заранее. Обрабатывающая композиция может вспениваться или энергизироваться, в качественеограничивающего примера, с помощью диоксида углерода или может сама по себе представлять собой непрерывную или дисперсную фазу эмульсии. Приготовление пен или эмульсий потребует соответствующих добавок, таких как поверхностно-активные вещества, и при приготовлении композиции необходимо убедиться с помощью простых исследований, что любые добавки являются совместимыми и не обладают вредным воздействием. Композиции могут иметь множество применений, включая обрабатывающие растворы для промышленной или бытовой очистки поверхностей. В области нефтедобычи применения включают, но не ограничиваются ими, удаление накипи с поверхностного оборудования и с подземных трубчатых элементов скважин; удаление суспензий на основе нефти или растворов для заканчивания, отфильтрованных осадков, потокоотводящих агентов или добавок для контроля потерь жидкости из скважин, сетчатых фильтров, поверхностей формаций, перфораций, каналов для восстановления потери циркуляции и т.п.,включая очистку поверхностей, к которым должен прилипать цемент, перед операциями цементирования(в этих случаях композиции могут представлять собой текучие среды, называемые материалами для заполнения пустот или химическими промывочными растворами, или их часть); удаление накипи, загряз-4 007180 нений от бурения и/или заканчивания или природных материалов в областях формаций вблизи скважины, которые блокируют пути протекания и уменьшают пористость и/или проницаемость формации; и удаление части самой формации для увеличения пористости и/или проницаемости формации. Под поверхностями формации подразумеваются поверхности, открывающиеся или образующиеся в формации,в скважине, при бурении или заканчивании, или вдали от скважины, путем перфорационных обработок и обработок для повышения нефтеотдачи, таких как трещинообразование или закисление. Удаление материалов на основе нефти из формации или с металлических поверхностей является особенно выгодным,когда такие материалы также содержат минералы, которые, в лучшем случае, являются только умеренно растворимыми в отсутствие кислоты или хеланта. Эти различные процедуры могут осуществляться перед промышленным освоением (то есть во время заканчивания) или после того, как промышленная добыча прекращается или прерывается (то есть при ремонте или при капитальном ремонте скважины). Хотя обсуждение здесь осуществляется в отношении скважин для добычи углеводородов, следует понимать, что скважины могут представлять собой нагнетательные скважины, скважины для закачки сточных вод или законсервированные скважины или могут предназначаться для добычи воды, насыщенного соляного раствора, диоксида углерода или других текучих сред. При использовании обрабатывающей композиции в материалах для заполнения пустот и в химических промывочных растворах, во время применений для цементирования скважин, обрабатывающая композиция служит для нескольких функций. Она представляет собой текучую среду на водной основе,которая эффективно удаляет отфильтрованный осадок с поверхности скважины, даже если отфильтрованный осадок имеет в своей основе нефть и содержит минералы, которые являются не растворимыми в отсутствии кислот или хелантов. Она также очищает поверхность облицовки и обеспечивает то, что поверхности как облицовки, так и скважины являются чистыми и смачиваются водой, так что цемент будет эффективно связываться с ними обеими. Обрабатывающая композиция удаляет нефтяные и твердые остатки, в качестве неограничивающего примера, из буровых растворов на основе нефти, растворов для заканчивания, буровых растворов для глушения и растворов для восстановления потери циркуляции. Она также удаляет отфильтрованный осадок или другие осадки из устьев трещин, образованных с помощью гидравлического трещинообразования или кислотного трещинообразования. Типы нерастворимых, в других случаях, или только умеренно растворимых материалов, как правило, находящихся в утяжелителях и/или закупоривающих агентах, которые удаляются, включают в себя в качестве неограничивающих примеров карбонат кальция, гематит, определенные оксиды марганца и барит. Для использования обрабатывающей композиции с целью удаления накипи или других форм повреждений формации, в формации или для удаления части самой формации соответствующая последовательность стадий является следующей. Во-первых, нагнетается необязательная предварительная промывка, которая, как правило, содержит совместимый с формацией соляной раствор, такой как 2% КСl или 5% хлорида аммония, и может, необязательно, содержать добавку для повышения взаимной растворимости, которая может представлять собой добавку для повышения взаимной растворимости по настоящему изобретению. Во-вторых, необязательно, может нагнетаться потокоотводящий агент. В третьих, нагнетается соответствующий объем композиции по настоящему изобретению. Затем может наступать необязательный период закрытия скважины. Наконец, нагнетается необязательный контрольный промывочный раствор, который, как правило, содержит совместимый с формацией соляной раствор. Эта обработка, разумеется, может осуществляться многими различными способами, с помощью настоящей композиции, с получением желаемых результатов в рамках настоящего изобретения. Например, если обработка осуществляется для удаления накипи с трубчатых элементов скважины, обрабатывающая композиция рециркулируется из скважины, а если обработка представляет собой кислотное трещинообразование, обрабатывающая композиция нагнетается под давлением, превышающим давление трещинообразования. В рамках настоящего изобретения находится также нагнетание обрабатывающей композиции несколько раз, в ходе одной и той же обработки. Пример 1. Динамические проточные исследования кернов осуществляют с использованием оборудования и процедур, показанных и описанных в Frenier, et al., Effect of Acidizing Additives on Formation PermeabilityDuring Matrix Treatments, SPE 73705, February 20-21, 2002. Керны Indiana Limestone (2,5 см в диаметре и примерно 15 см в длину) помещают в кернодержатель Хасслера перед помещением в нагреваемую камеру для исследований. Температуру исследований поддерживают при 177 С. Керны предварительно промывают 2%-ным раствором КСl, а затем нагнетают обрабатывающую композицию, содержащую 20 маc.%Na3HEDTA, доведенную до рН 4 с помощью НСl. В различных исследованиях вводятся также различные добавки для повышения взаимной растворимости. В каждом исследовании, в котором используют добавки для повышения взаимной растворимости, используют также 0,2 об.% ингибитора коррозии, который представляет собой смесь четвертичных соединений азота и соединений серы. Скорости потока всегда составляют 5 мл/мин. Для удержания СО 2 в растворе поддерживается обратное давление 6,89 МПа(1000 фунт/кв.дюйм). Объем, нагнетаемый до разрушения (Vbt), определяется по резкому увеличению проницаемости, и потеря массы определяется путем взвешивания чистых сухих кернов до и после исследований. Можно увидеть, что метиловый эфир дипропиленгликоля обладает гораздо лучшими рабочими характеристиками. Объем пор до разрушения, который представляет собой меру эффективности обработки и должен быть настолько низким, насколько это возможно, является самым низким из трех добавок для повышения взаимной растворимости и почти таким же низким, как и вообще без добавки для повышения взаимной растворимости. Потери массы, другая мера эффективности, которая должна быть настолько низкой, насколько это возможно, является самой низкой из всех четырех исследований, когда используется метиловый эфир дипропиленгликоля. Заметьте, что монобутиловый эфир этиленгликоля, добавка для повышения взаимной растворимости, повсеместно используемая в области нефтедобычи, является самой плохой. В отдельных исследованиях, в которых 5% монобутилового эфира этиленгликоля, 10% метилового эфира дипропиленгликоля или 5% смеси поверхностно-активных веществ на основе этоксилатов спиртов и монобутилового эфира этиленгликоля смешивают, каждый, с раствором 20 мас.%Na3HEDTA, где рН доведен до 4 с помощью НСl, 10% метилового эфира дипропиленгликоля остаются вполне совместимыми после 24 ч при комнатной температуре, в то время как 5%-ные растворы остальных двух добавок для повышения взаимной растворимости выделяются, каждый, из смеси в пределах 1 ч. Заметьте, что даже 10 об.% метилового эфира дипропиленгликоля имеют лучшие рабочие характеристики, чем 5 об.% любого из двух других исследуемых предполагаемых добавок для повышения взаимной растворимости. Хотя экспериментов не проводилось, предполагается, что в этих исследованиях 5 об.% метилового эфира дипропиленгликоля должны иметь рабочие характеристики еще лучшие, чем 10 об.%. Пример 2. Поверхностное натяжение представляет собой удобную меру способности добавок для повышения взаимной растворимости к смачиванию поверхностей. Табл. 2 демонстрирует, что 10 об.% метилового эфира дипропиленгликоля понижают поверхностное натяжение в текучей среде, содержащейNa3 НЕDТА, примерно так же, как монобутиловый эфир этиленгликоля понижает поверхностное натяжение НСl. Концентрации хелантов приведены в мас.%; концентрации многокомпонентных растворителей приведены в об.%; концентрации НСl приведены в мас.%. Таблица 2 Пример 3. Осуществляют исследования потери массы при коррозии в автоклавах Chandler с использованием процедур, описанных Jasinski et al., Inhibiting HCl Corrosion of High Chrome Tubular Steels, NACE Corrosion 1988,188 (1988). Коррозионную активность хелатирующего агента, 20 мас.% Na3HEDTA (доводят до рН, равного либо 2,5, либо 4, с помощью НСl), исследуют при 149 С в течение времени защиты 6 ч в контакте со сталями N80 и 13% Cr (повсеместно используемыми в области нефтедобычи) в присутствии двух добавок для повышения взаимной растворимости. Используют один и тот же ингибитор при такой же концентрации в каждом исследовании, как и в исследованиях примера 1, и количество используемой добавки для повышения взаимной растворимости составляет 5 об.% в каждом случае, в котором он используется. Скорости коррозии измеряются и приводятся в кг/м 2 (фунт/кв.фут). Результаты представлены в табл. 3. Можно видеть, что, за исключением экспериментов при рН 4 и 204 С, скорость коррозии является более низкой, когда добавка для повышения взаимной растворимости представляет собой метиловый эфир дипропиленгликоля, чем тогда, когда она представляет собой монобутиловый эфир этиленгликоля. В большинстве случаев различие является значительным. Пример 4. Исследования растворимости осуществляют на кислоте: смесь 13 мас.% лимонной кислоты, 5 маc.% бифторида аммония, 2,5 мас.% борной кислоты и 4 мас.% НСl, при этом остаток составляет вода (называется кислота), и на хеланте: 20 мас.% NA3HEDTA и примерно 7 мас.% НСl, с получением рН 4,0 (называется хелант). Приготавливают смеси кислоты или хеланта с предполагаемыми добавками для повышения взаимной растворимости при отношениях кислоты или хеланта к предполагаемому компонентному растворителю либо 90/10, либо 95/5 об.%. Их тщательно перемешивают и оставляют для разделения (при комнатной температуре) в течение примерно 12 ч. Они оцениваются как прошедшие исследования или не прошедшие исследования на основе отсутствия или присутствия двух слоев жидкости. Эксперименты не осуществляют при 5 об.%, если предполагаемая добавка для повышения взаимной растворимости проходит исследование при 10 об.%. Результаты представлены в табл. 4. Таблица 4-7 007180 ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Обрабатывающая композиция, содержащая первый компонент, выбранный из группы, состоящей из кислоты, выбранной из группы, состоящей из хлористо-водородной, серной, фосфорной, фтористо-водородной, муравьиной, уксусной, борной, лимонной, яблочной, винной и малеиновой кислот и их смесей; хелатирующего агента на основе аминополикарбоновой кислоты, выбранного из группы, состоящей из этилендиаминтетрауксусной кислоты(EDTA), гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусной кислоты (HEDTA), диэтилентриаминпентауксусной кислоты (DTPA), гидроксиэтилиминодиуксусной кислоты (HEIDA), нитрилотриуксусной кислоты (NTA) и их K, Na, NH4 или аминовых солей, и их смесей; и смесей указанных кислот и указанных хелатирующих агентов на основе аминополикарбоновой кислоты; и добавку для повышения взаимной растворимости, выбранную из группы соединений, имеющих формулуR1-O-CH2-CH2-O-R2,где R1 и R2 являются одинаковыми или различными и представляют собой водород, метил, ацетат, акрилат или этил, при условии, что R1 и R2 не являются одновременно водородом, и при условии, что общее количество атомов углерода в R1 и R2 не превышает 2, если первый компонент содержит хелатирующий агент на основе аминополикарбоновой кислоты,R1-O-CH2-CH2-O-CH2-CH2-O-R2,где R1 и R2 являются одинаковыми или различными и представляют собой водород, метил, ацетат, акрилат или этил, при условии, что R1 и R2 не являются одновременно водородом,R1-O-CH2-CH(СН 3)-O-R2,где R1 и R2 являются одинаковыми или различными и представляют собой водород, метил, ацетат, акрилат, этил, пропил или бутил, при условии, что, если R1 представляет собой акрилат, этил, пропил или бутил, R2 представляет собой водород, и при условии, что R1 представляет собой водород и R2 представляет собой метил или ацетат, если первый компонент содержит хелатирующий агент на основе аминополикарбоновой кислоты,R1-O-CH2-CH(СН 3)-O-СН 2-СН(CH3)-O-R2,где R1 и R2 являются одинаковыми или различными и представляют собой водород, метил, ацетат, акрилат, этил или пропил, при условии, что если R1 представляет собой пропил, R2 представляет собой водород, и при условии, что R1 представляет собой водород и R2 представляет собой метил или ацетат, если первый компонент содержит хелатирующий агент на основе аминополикарбоновой кислоты; и их смеси. 2. Композиция по п.1, где кислота представляет собой лимонную кислоту или смесь лимонной кислоты, фтористо-водородной кислоты и борной кислоты. 3. Композиция по п.1 или 2, где аминополикарбоновая кислота представляет собой тринатрийгидроксиэтилэтилендиаминтриацетат. 4. Композиция по п.3, где рН находится в пределах между 2 и 4. 5. Композиция по любому из пп.1-4, где добавка для повышения взаимной растворимости представляет собой метиловый эфир дипропиленгликоля. 6. Композиция по любому из предыдущих пунктов, дополнительно содержащая газ или сжиженный газ, или такая, где обрабатывающая композиция представляет собой непрерывную или дисперсную фазу эмульсии. 7. Способ удаления накипи с поверхности скважин, включающий приведение в контакт указанной поверхности с композицией по любому из пп.1-6. 8. Способ повышения нефтеотдачи скважины, проникающей в подземную формацию, включающий нагнетание композиции по любому из пп.1-6 в формацию. 9. Способ по п.8, где композицию нагнетают при давлении, достаточном для образования трещин в формации. 10. Способ удаления материала на основе нефти с поверхности скважин, включающий приведение в контакт поверхности с композицией по любому из пп.1-6. 11. Способ по п.10, где материал содержит твердый продукт, который является, по меньшей мере,частично смачиваемым нефтью и является растворимым в первом компоненте. 12. Способ по п.10 или 11, где материал выбирается из группы, состоящей из бурового раствора,раствора для заканчивания скважин, раствора для повышения нефтеотдачи, раствора для глушения скважин, потокоотклоняющего агента, раствора для восстановления потери циркуляции и их смесей или отфильтрованного осадка, сформированного из жидкости, выбранной из группы, состоящей из бурового раствора, раствора для заканчивания скважины, раствора для повышения нефтеотдачи, раствора для глушения скважин, потокоотклоняющего агента, жидкости для восстановления потери циркуляции и их смесей. Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2/6