Композиция на водной основе для растворения или удаления отложений, раствор для закачивания скважины, отработанный раствор для закачивания скважины, способ удаления отложений, способ удаления корки

(51) 09 8/52 (2006.01) 09 8/03 (2006.01) 09 8/528 (2006.01) 21 37/06 (2006.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН(57) Описана композиция на водной основе, содержащая формиат цезия и, по крайней мере, один хелатирующий агент. Также описаны способы удаления отложений, которые могут включать сульфаты щелочноземельных металлов, присутствующие на поверхности, включая пористые среды, такие, как накопления сульфата щелочноземельного металла в стволе скважины при этом способ удаления отложений включает контактирование сульфата щелочноземельного металла с композициями настоящего изобретения для удаления отложений. Также описан раствор для закачивания скважины, содержащий, по крайней мере, один формиат щелочного металла, по крайней мере, одну кислоту и/или, по крайней мере,один хелатирующий агент и необязательно, по крайней мере, одно поверхностно-активное вещество или совместный растворитель. Также описаны способы удаления корки с поверхности ствола скважины, которая может включать утяжелитель,такой, как карбонат кальция, при этом способ включает контактирование корки с раствором для закачивания скважины по настоящему изобретению.(54) КОМПОЗИЦИЯ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ ДЛЯ РАСТВОРЕНИЯ ИЛИ УДАЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ, РАСТВОР ДЛЯ ЗАКАЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ, ОТРАБОТАННЫЙ РАСТВОР ДЛЯ ЗАКАЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ, СПОСОБ 15019 Настоящее изобретение относится к борьбе с отложениями, такими, как сульфаты щелочноземельных металлов, на поверхности и к композициям,которые обладают способностью контролировать сульфаты щелочноземельных металлов на поверхностях и в пористой среде. Настоящее изобретение также относится к буровой промышленности и, более конкретно, относится к растворам для вскрытия продуктивного пласта, используемым для закачивания скважины с целью извлечения углеводородов или других веществ. Сульфаты щелочноземельных металлов, такие,как сульфат бария (также известный как барит),представляют собой отложения, часто наблюдаемые в нефтепромысловых процессах, наиболее часто встречающиеся вследствие перепадов температуры,существующих при добыче, или при смешивании несовместимой воды при введении морской воды. Сульфат бария, в отличие от карбонатных отложений, имеет тенденцию быстро образовываться при достижении условий насыщенности и с трудом растворяется в обычных доступных растворителях. Сульфаты щелочноземельных металлов обычно образуются в виде осадков на поверхностях стволов скважин, проложенных штолен, в области стволов скважин, в трубопроводе в скважине и на других поверхностях и со временем могут нарастать до такого момента, когда количество получаемых из скважины углеводородов существенно снижается. В прошлом скважина должна была бы быть закрыта для удаления сульфата бария и сульфатов других щелочноземельных металлов механически и/или с помощью химической обработки. Например, в скважину для удаления отложений мог быть введен механический скребок, или для удаления отложений можно было бы использовать химикаты, такие, как растворители. Если сульфат бария встречается внутри формации, в настоящее время не существует действительно эффективной обработки для его удаления. Стимуляция скважины достигается путем растворения горной породы вокруг барита. Современные технологии, доступные для контроля за накоплением сульфата щелочноземельного металла в скважинах и на других поверхностях, соответственно, не проявили себя экономичными вследствие низких скоростей растворения, приводящих к продолжительному закрытию, и из-за необходимости в закрытии скважины и/или неспособности современной технологии адекватно удалять в достаточной степени накопление щелочноземельного металла. При буровых работах, таких, как бурение, которое проводят при разработке нефтяного месторождения, разрабатывают/готовят буровые растворы,которые выполняют несколько функций. Такие функции включают действие в качестве смазочного вещества для бурового долота для снижения износа и трения во время бурения и также для герметизации поверхности формации путем образования корки на поверхности ствола буровой скважины. В настоящее время в промышленности обычно используют буровые растворы на масляной основеи буровые растворы на основе воды . В 2 большинстве случаев при буровых работах также используют буровые,растворы на синтетической основе . Для достижения плотности, которая обычно превышает окружающее давление в стволе скважины, в буровом растворе будут присутствовать смазочные агенты, а также утяжелители. Кроме того, буровой раствор также будет содержать герметик или понизитель фильтрации, такой, как карбонат кальция и полимеры, для образования корки на поверхности формации в стволе скважины. В дополнение, когда буровые растворы используют во время бурения, буровой раствор также будет содержать тонкодисперсные буровые частицы, такие, как мелкие частицы глинистого сланца и песчаника. Во время буровых работ и после них корка герметично закупоривает поверхность формации ствола скважины, так что ствол скважины может быть полностью образован без какой-либо утечки из поверхности формации в ствол скважины и/или без какойлибо утечки буровых растворов в поверхность формации. В то время как по таким причинам корка является выигрышной, как только бурение завершено, и следующей стадией становится извлечение углеводородов, корка может служить серьезной помехой для извлечения углеводородов. Например,корка может мешать извлечению углеводородов из поверхности формации, которая была блокирована или герметично закрыта коркой. Кроме того, когда используют инжекторы для сохранения давления в продуктивном пласте, впрыскивание морской воды,например, может быть существенно снижено из-за того, что корка мешает проникновению морской воды в формацию и, таким образом, увеличению извлечения углеводородов. Данное изобретение предпочтительно относится к скважинам, которые бурят либо для извлечения углеводородов, либо к инжекторным скважинам, используемым для сохранения давления в продуктивном пласте, в которых или используется впрыскивание морской воды, технологической воды или сточных вод, как в скважинах для закачки сточных вод. Во всех таких случаях полезно поддерживать оптимальные скорости впрыскивания или производительности путем первоначального удаления всех остатков корки, первоначально использованной для бурения скважины. Соответственно в промышленности предпочитают удалять корку из ствола скважины для оптимизации производительности. Если корка не будет удалена,она может закрыть поры, которые являются частью поверхности формации ствола скважины, что будет мешать извлечению углеводородов. Удаление корки может оказаться еще более трудной проблемой, когда буровой раствор содержит барит в качестве утяжелителя. Обычно во многих буровых работах буровой раствор может содержать вплоть до 50 по весу утяжелителя, такого, как барит. Барит, также известный как сульфат бария, и другие сульфаты щелочноземельных металлов с трудом растворяются и с трудом суспендируются в жидкостях. Таким образом, удаление барита или других сульфатов щелочноземельных металлов, которые могут при 15019 сутствовать в буровых растворах, может представлять собой существенную проблему. Во многих случаях при буровых работах буровой раствор может содержать вплоть до 5 по весу материала,закупоривающего поры, такого, как карбонат кальция. Карбонат кальция (СаСО 3) обычно представляет собой смесь частиц различного размера с распределением размера частиц, предназначенным для оптимизации закупоривания пор, имеющихся в формации. Распределение размера пор в формации определяют по их проницаемости, предпочтительно путем непосредственных измерений пористости и проницаемости образцов керна, извлеченного из пласта. Когда буровой раствор представляет собой буровой раствор на масляной основе и раствор, который содержит закупоривающий поры материал, такой,как карбонат кальция, способность вытеснять буровой раствор на масляной основе и растворять корку раствором для закачивания скважины может оказаться затрудненной. Обычно компоненты на масляной основе корки должны быть вытеснены для того, чтобы дать возможность растворам для вскрытия продуктивного пласта на водной основе контактировать с поверхностью корки, которая обычно может содержать карбонат кальция. Карбонат кальция, например, лучше всего удаляется путем растворения при низком значении рН, и, следовательно, любой используемый раствор для закачивания скважины должен обладать определенными свойствами, чтобы быть полностью эффективным для удаления корки. Другими словами, необходим оптимальный раствор для вскрытия продуктивного пласта, который может работать при низком значении рН и все еще обладает значительной плотностью. Более предпочтительно желателен раствор для вскрытия продуктивного пласта на водной основе,чтобы ограничивать любое повреждение формации,и более предпочтительно, не содержащий твердых веществ материал с минимумом добавок был бы более предпочтителен для исключения какого-либо загрязнения ствола скважины. По завершении буровых работ скважину готовят для работ по закачиванию скважины, при которых буровой раствор, использованный для бурения, часто замещают раствором для вскрытия продуктивного пласта. Растворы для вскрытия пласта (раствор для закачивания скважины) обычно представляют собой прозрачные жидкости на водной основе, и их составляют (получают) с такой же плотностью, что и буровой раствор, использованный для бурения скважины, для сохранения гидравлического давления на ствол скважины. Существует множество способов закачивания скважины, среди которых закачивание скважины с незакрепленными обсадными трубами, предварительное бурение, закачивание скважины с использованием обсадной трубы и гравийного фильтра. Прозрачные жидкости обычно представляют собой солевые растворы на основе галогенидов, таких, как бромид кальция, хлорид кальция и бромид цинка или солевые растворы на органической основе, такие, как жидкости на основе формиата. Когда жидкость для закачивания скважины замещает (вытесняет) буровой раствор, корка все еще находится на месте и соответственно имеется необходимость в создании лучшей технологии для преодоления описанных выше проблем и предпочтительно в разработке технологии, которая может успешно удалить корку с поверхности формации ствола буровой скважины, включая любой СаСО 3,полимерные понизители фильтрации и/или сульфаты щелочноземельных металлов, которые могут присутствовать как часть бурового раствора и в то же самое время сохранять плотность в стволе скважины. Также существует необходимость в создании лучшей технологии для преодоления описанных выше различных проблем и, предпочтительно, в создании технологии, которая может исключить необходимость закрытия скважины и удаления таким образом отложений, таких, как накопление сульфата щелочноземельного металла. Отличительным признаком настоящего изобретения является создание композиций, способных контролировать отложения, которые могут включать накопления сульфата щелочноземельного металла, на поверхностях, таких, как буровые скважины. Другим отличительным признаком настоящего изобретения является создание композиций, которые растворяют или солюбилизируют отложения,которые могут включать сульфаты щелочноземельных металлов, на поверхностях. Следующим отличительным признаком настоящего изобретения является разработка способов контроля отложений, которые могут включать сульфаты щелочноземельных металлов, на поверхностях. Дополнительным отличительным признаком настоящего изобретения является создание композиций, которые способны удалять корку с поверхности ствола буровой скважины, где корка может включать сульфаты щелочноземельных металлов и полимерные герметизирующие составы или понизители фильтрации бурового раствора. Другим отличительным признаком настоящего изобретения является создание композиций, которые растворяют или солюбилизируют сульфаты щелочноземельных металлов, которые могут представлять собой часть корки на поверхности ствола буровой скважины. Следующим отличительным признаком настоящего изобретения является разработка способов удаления корок с поверхностей стволов буровых скважин, которые могут включать сульфаты щелочноземельных металлов в виде части корки. Еще одним отличительным признаком настоящего изобретения является создание композиций,способных удалять корку с поверхностей ствола буровой скважины, где корка может включать карбонат кальция и полимерный герметизирующий состав или понизитель фильтрации бурового раствора. 3 15019 Другим отличительным признаком настоящего изобретения является создание композиций, которые растворяют или солюбилизируют карбонат кальция и/или разрушают полисахаридные понизители фильтрации бурового раствора, которые могут представлять собой часть корки на поверхности ствола буровой скважины. Дополнительные отличительные особенности и преимущества настоящего изобретения будут изложены частично в нижеследующем описании и частично будут очевидны из описания, или станут известными при практическом осуществлении настоящего изобретения. Задачи и другие преимущества настоящего изобретения будут реализоваться и достигаться с помощью составных частей и их сочетаний, конкретно указанных в описании и прилагаемой формуле изобретения. Для достижения данных и других преимуществ и в соответствии с целями настоящего изобретения,как реализовано и широко описано в данном описании, настоящее изобретение относится к композиции на водной основе, содержащей формиат цезия и, по крайней мере, один хелатирующий агент. Дополнительно могут присутствовать формиаты других щелочных металлов. Далее настоящее изобретение относится к способу уменьшения отложений, которые могут включать сульфаты щелочноземельных металлов, присутствующих на поверхности, и способ включает контактирование поверхности с композицией на водной основе, содержащей формиат цезия и, по крайней мере, один хелатирующий агент. Настоящее изобретение, кроме того, относится к способу растворения отложений, которые могут включать сульфаты щелочноземельных металлов,присутствующих на поверхности, с использованием описанных выше композиций. Кроме того, настоящее изобретение относится к способу уменьшения отложений, включающих сульфаты щелочноземельных металлов, присутствующих на поверхности, и способ включает контактирование поверхности с композицией на водной основе, содержащей формиат(ы) щелочного металла и, по крайней мере, один хелатирующий агент, где композицию на водной основе вводят во время извлечения углеводородов из ствола скважины. Настоящее изобретение далее относится к способу удаления корки с поверхности ствола буровой скважины, где корка может включать один или несколько сульфатов щелочноземельных металлов,включающему контактирование корки с композицией на водной основе, содержащей, по крайней мере,один формиат щелочного металла и, по крайней мере, один хелатирующий агент. Дополнительно настоящее изобретение относится к способу растворения или солюбилизации сульфатов щелочноземельных металлов, таких, как сульфат бария, в корке с использованием описанных выше композиций. Настоящее изобретение также относится к раствору для закачивания скважины, который содержит, по крайней мере, один формиат щелочного 4 металла и, по крайней мере, один хелатирующий агент. Настоящее изобретение также относится к раствору для закачивания скважины, содержащему,по крайней мере, один формиат щелочного металла,по крайней мере, одну кислоту и, предпочтительно,по крайней мере, одно поверхностно-активное вещество. В растворах для закачивания скважины могут присутствовать дополнительные формиаты щелочных металлов, хелатирующие агенты, кислоты и/или поверхностно-активные вещества, а также обычные вспомогательные добавки. Далее настоящее изобретение относится к способу удаления корки с поверхности ствола буровой скважины, где корка может включать, по крайней мере, один утяжелитель, включающему контактирование корки с композицией на водной основе, содержащей, по крайней мере, один формиат щелочного металла, по крайней мере, одну кислоту или хелатирующий агент или оба из них, и предпочтительно, по крайней мере, одно поверхностноактивное вещество. Настоящее изобретение кроме того относится к способу растворения или солюбилизации утяжелителя, такого, как карбонат кальция, в корке с использованием описанных выше композиций. Следует понимать, что как предшествующее общее описание, так и следующее далее подробное описание являются иллюстративными и только поясняющими и предназначены для обеспечения дополнительного пояснения настоящего изобретения,как заявлено в формуле изобретения. Настоящее изобретение относится к композициям, способным растворять или солюбилизировать отложения, которые могут включать сульфаты щелочноземельных металлов, которые присутствуют на поверхностях, таких, как стволы буровых скважин. Настоящее изобретение далее относится к способам растворения или удаления отложений, которые могут включать сульфаты щелочноземельных металлов, присутствующих на поверхностях. Настоящее изобретение также относится к жидкости для закачивания скважин для применения в буровых работах и при закачивании скважин. Настоящее изобретение кроме того относится к способам удаления или растворения корки на поверхностях стволов буровых скважин после закачивания скважины. В одном варианте осуществления композиция настоящего изобретения представляет собой композицию на водной основе, которая содержит формиат цезия и, по крайней мере, один хелатирующий агент. Формиаты щелочных металлов являются коммерчески доступными. Например, формиат цезия может быть получен от фирмы. Формиат цезия может быть получен, например, в соответствии с описанием, приведенным в международной опубликованной заявке 96/31435,включенной во всей полноте в данное описание в качестве ссылки. Формиат цезия, присутствующий в композиции предпочтительно в виде растворимой соли, как указано выше, может присутствовать в любой концентрации, и раствор формиата цезия 15019 является жидкостью при комнатной температуре. Следовательно, концентрация формиата цезия в композиции может составлять от примерно 1 до примерно 100 по весу, и более предпочтительно он присутствует в количестве от примерно 40 до примерно 95 по весу, и еще более предпочтительно присутствует в композиции в диапазоне от примерно 55 до примерно 85 по весу или присутствует в композиции в диапазоне от примерно 70 до примерно 85 по весу. Помимо хелатирующих агентов остаток композиции может представлять собой воду или другие водные растворы. С композицией настоящего изобретения можно использовать другие общепринятые ингредиенты, используемые в буровых композициях. Обычные ингредиенты, используемые в растворах для закачивания скважин, также можно использовать в растворах для закачивания скважин настоящего изобретения. рН формиата цезия, присутствующего в композиции, может быть любым рН. Предпочтительно,рН формиата цезия составляет от примерно 5 до примерно 13, более предпочтительно от примерно 7 до примерно12 и наиболее предпочтительно от примерно 9 до примерно 12. Формиат цезия может иметь рН, отрегулированный с помощью стандартных буферных методов, как например с использованием КОН и/или карбоната калия или других буферных агентов, которые совместимы с формиатом цезия или другим формиатом(ами) щелочного металла. Другие формиаты щелочных металлов, которые можно использовать в настоящем изобретении помимо формиата цезия, представляют собой формиат калия и формиат натрия, которые являются коммерчески доступными. Данные формиаты щелочных металлов также могут быть получены аналогичным образом, как и описанный выше раствор формиата цезия, и их часто получают в качестве побочных продуктов при гидролизе сложных эфиров. Хелатирующий агент предпочтительно представляет собой один или несколько хелатирующих агентов, совместимых с формиатом цезия, присутствующим в композиции на водной основе. Предпочтительно, хелатирующий агент является, по крайней мере, частично ионным, например, на 10 по весу или более. Предпочтительно, хелатирующий агент является ионным, по крайней мере, на 30 по весу, более предпочтительно, по крайней мере, на 50 по весу ионным, и еще более предпочтительно,по крайней мере, на 75 по весу ионным и наиболее предпочтительно полностью является ионным. Хелатирующий агент, который предпочтительно является ионным, может быть катионным и/или анионным. Хелатирующий агент можно сделать ионным с помощью обработки, известной специалистам в данной области техники как например, обработка хелатирующего агента, который обычно имеет кислотные группы, ионными карбоксильными группами. Другие формы получения ионных хелатирующих агентов включают, но не ограничиваются этим, взаимодействие хелатирующего агента с эффективным количеством гидроксида натрия, гидро ксида калия, гидроксида рубидия, гидроксида цезия,аминных оснований, таких, как аммиак, метиламин,этиламин или их комбинаций. Примеры подходящих хелатирующих агентов включают, но не ограничиваются ими, этилендиаминтетрауксусную кислоту (ЭДТК), диэтилентриаминпентауксусную кислоту , лимонную кислоту, аскорбиновую кислоту, салициловую кислоту, щавелевую кислоту или их комбинации. Предпочтительно, хелатирующий агент способен растворять или солюбилизировать отложения и предпочтительно отложения, которые включают сульфаты щелочноземельных металлов. В настоящем изобретении предпочтительна композиция на водной основе, которая содержит формиат цезия и, по крайней мере, один хелатирующий агент, обеспечивает синергический результат относительно скорости растворения или солюбилизации отложений и/или полноты растворения или солюбилизации отложений. Обычно, когда проведена оценка количества отложений, присутствующих на поверхности, при обработке поверхности для растворения или солюбилизации отложений можно использовать 11 молярное соотношение хелатирующего агента к количеству присутствующего отложения. Дополнительные количества или меньшие количества композиции на водной основе можно использовать на основании обычного эксперимента по удалению или растворению отложений, которые могут включать сульфаты щелочноземельных металлов. Также в композиции настоящего изобретения можно использовать смеси хелатирующих агентов. Кроме того, композиция может содержать другие формиаты щелочных металлов, такие, как формиат калия. Формиат цезия, присутствующий в композиции на водной основе, предпочтительно присутствует в количестве менее 85 по весу из расчета на раствор. Формиат цезия предпочтительно не является полностью насыщенным в растворе на водной основе с тем, чтобы дать возможность хелатирующему агенту солюбилизировать в растворе наряду с формиатом цезия. Предпочтительно формиат цезия присутствует в количестве менее 80 по весу из расчета на раствор и более предпочтительно составляет от примерно 60 до примерно 80 по весу. Формиат цезия может присутствовать в любом молярном количестве, но предпочтительно он присутствует в количестве от примерно 3 М до примерно 12 М и более предпочтительно от примерно 5 М до примерно 7,5 М. Аналогично хелатирующий агент может присутствовать в любом молярном количестве, но предпочтительно присутствует в количестве от примерно 0,2 М до примерно 1,0 М и более предпочтительно от примерно 0,5 М до примерно 0,6 М. Также рН композиции может быть любым рН до тех пор, пока композиция способна солюбилизировать или растворять, по крайней мере, часть отложений, предпочтительно включающих сульфат щелочноземельного металла, присутствующих на поверхности. Предпочтительно, рН композиции на водной основе составляет от примерно 9 до пример 5 15019 но 14, и более предпочтительно от примерно 11 до примерно 13. Также плотность композиции может быть отрегулирована до любой желательной плотности. Это особенно может быть осуществлено при введении других формиатов щелочных металлов, таких, как формиат калия. В качестве примера, когда композиция на водной основе содержит формиат цезия и, по крайней мере, один хелатирующий агент, плотность может колебаться от примерно 1,9 до примерно 2,4. Такой диапазон плотности может быть отрегулирован путем введения формиата калия. Например, когда 0-100 вес.формиата калия включено в композицию на водной основе, плотность всей композиции на водной основе может колебаться от примерно 1,2 до примерно 2,4. Таким образом, плотность композиции на водной основе по существу может быть настроена для получения плотности, необходимой для композиции для введения на подходящую глубину в буровую скважину. Обсуждение некоторых преимуществ композиций на водной основе для использования в скважинах приведено ниже. Далее настоящее изобретение относится к способу удаления отложений, которые присутствуют на поверхности. При использовании настоящего изобретения отложения, присутствующие на поверхности, могут быть растворены или солюбилизированы. Также при использовании настоящего изобретения количество отложений, присутствующих на поверхности, может быть снижено или его можно контролировать. Обычно отложения (осадки), которые могут включать сульфат(ы) щелочноземельных металлов, присутствующие на поверхности, будут находиться в виде отложений. В предпочтительном варианте осуществления такое отложение существует(встречается) на поверхности стволов буровых скважин и других поверхностях, имеющих отношение к извлечению углеводородов из скважин. Способ удаления отложений на поверхности осуществляют путем контактирования поверхности,содержащей отложения, с вышеуказанной композицией, которая содержит формиат цезия и, по крайней мере, один хелатирующий агент. Способ, с помощью которого композиция настоящего изобретения контактирует с отложениями,может быть осуществлен с использованием любых средств. Композицию настоящего изобретения можно впрыскивать в место накопления отложений и/или композиция настоящего изобретения может быть подана в скважину насосом для контакта с отложениями, присутствующими в стволе скважины. При применении за пределами извлечения углеводородов композиции настоящего изобретения можно распылять или выливать на поверхности, имеющие какие-либо отложения. В предпочтительном варианте осуществления способ удаления отложений может быть осуществлен во время функционирования скважины. В таком варианте осуществления композиция настоящего изобретения может быть введена, например, в ствол скважины, обычно в нижнее отверстие скважины. 6 Более того, в таком варианте удаления отложений во время функционирования скважины композиция на водной основе может включать один или несколько типов формиатов щелочных металлов наряду с по крайней мере одним хелатирующим агентом. Другими словами, композиция на водной основе, используемая в таком варианте осуществления,может представлять собой композицию на водной основе, которая содержит а) по крайней мере, один тип формиата щелочного металла, такой, как только формиат калия, только формиат натрия или только формиат цезия, вместе с ) по крайней мере, одним хелатирующим агентом. В зависимости от плотности, необходимой для того, чтобы оставаться в месте расположения отложений, можно использовать только формиат калия вместе с, по крайней мере,одним хелатирующим агентом или можно использовать комбинации различных формиатов щелочных металлов вместе с, по крайней мере, одним хелатирующим агентом. Во время функционирования активной скважины температура скважины обычно будет составлять от примерно 50 С или ниже до температуры выше 250 С. Такие температуры будут достаточными, чтобы дать возможность отложениям, включающим, если они присутствуют,сульфаты щелочноземельных металлов, растворяться или солюбилизироваться и удаляться. Обычно чем выше температура, тем быстрее скорость растворения отложений. Применение формиатов щелочных металлов позволяет композициям на водной основе обладать достаточной плотностью, необходимой для того, чтобы оставаться в активной скважине и не удаляться вместе с извлекаемыми углеводородами и не удаляться под действием какого-либо гидростатического давления, которое постепенно развивается в скважине. Способность композиции на водной основе обеспечивать такой контроль за отложениями отвечает промышленной необходимости, где неизвестны коммерчески доступные композиции, которые удаляют отложения таким способом во время действия скважины. Обычно композиции настоящего изобретения могут быть введены с помощью спирального трубопровода, который расположен внутри насоснокомпрессорной колонны скважины. Такой спиральный трубопровод может быть введен таким образом, что он может достигать любой точки скважины и предпочтительно достигает дна скважины, где в ствол скважины можно закачивать насосом и/или впрыскивать композиции настоящего изобретения. Плотность композиций настоящего изобретения должна быть такой, чтобы композиция оставалась в том месте, куда ее вводят. При правильной плотности нефть или другие извлекаемые углеводороды можно выкачивать или вынуждать выходить на поверхность, не захватывая с собой по существу композиции настоящего изобретения. С течением времени скорость растворения композиций настоящего изобретения будет уменьшаться за счет контакта с нефтью и любой другой водой, высвобождающейся в процессе извлечения углеводородов. Это, в конечном счете, будет разбавлять композиции, так что со 15019 временем композиция выкачивается на поверхность вместе с извлекаемыми на поверхность углеводородами. При извлечении на поверхность композиция настоящего изобретения будет отделена от углеводорода, такого, как нефть, путем отделения фаз вода/нефть. Отложения, подобные сульфату бария,которые были растворены или солюбилизированы композицией настоящего изобретения, будут осаждаться из раствора за счет снижения температуры на поверхности скважины. Соответственно применение композиции настоящего изобретения не влияет на извлечение углеводородов, и отложения, подобные сульфату бария, также очень легко отделяются. В предпочтительном варианте осуществления температура скважины, которая обычно составляет 50 С или выше и может достигать 200 С или выше, дает возможность растворения или солюбилизации отложений с помощью композиций настоящего изобретения. В целях настоящего изобретения скорость растворения можно контролировать, исходя из конкретного используемого формиата(ов) и хелатирующего агента(ов) и/или температуры в месте существования отложений. При необходимости композиция на водной основе может быть нагрета перед или при контакте с поверхностью для достижения оптимальных температур для растворения. Количество композиции настоящего изобретения в целях удаления отложений является количеством,достаточным для удаления отложений. Предпочтительно, такое количество составляет от примерно 3 до примерно 0,5 и, более предпочтительно, от примерно 1,5 до примерно 1,0 из расчета числа молей комплексообразователя на моль отложения. Способы настоящего изобретения также можно использовать в скважине, которая выработана и вследствие этого закрыта. Опять же, в таком способе композиции настоящего изобретения могут быть введены в ствол скважины в любое место или закачаны насосом в скважину целиком. Композиции настоящего изобретения могут быть введены при давлении, применяемом таким образом, чтобы композиции настоящего изобретения протекали не только в ствол скважины, но также и в окружающую формацию и, следовательно, композиции настоящего изобретения будут не только удалять отложения, присутствующие на стволе скважины, но и в формации, в которой первоначально была пробурена скважина. Данный способ обычно известен как сдавливающая обработка. Как указано выше, композиции настоящего изобретения, используемые для удаления отложений,предпочтительно применяют при высоких температурах, таких, как 50 С или выше. В целях настоящего изобретения отложения включают накопление любого типа минерального соединения на поверхности, такого, как карбонаты кальция, сульфаты щелочноземельных металлов,сульфидные соединения, железные отложения и тому подобное. В целях настоящего изобретения удаление или растворение отложений будет включать удаление, по крайней мере, одного типа отло жения и предпочтительно большинства, если не всех различных типов отложений, присутствующих на поверхности, особенно типов отложений, существующих в стволах буровых скважин. Сульфаты щелочноземельных металлов включают сульфат бария и другие сульфаты, такие, как сульфат стронция и сульфат кальция, или их сочетания. Что касается растворов для закачивания скважины, в одном варианте осуществления раствор для закачивания скважины по настоящему изобретению предпочтительно представляет собой композицию на водной основе, которая содержит, по крайней мере, один формиат щелочного металла и, по крайней мере, один хелатирующий агент. Предпочтительно раствор для закачивания скважины содержит в качестве формиата щелочного металла формиат цезия. Более предпочтительно, раствор для закачивания скважины содержит два или более формиатов щелочных металлов, где предпочтительно один из формиатов щелочных металлов представляет собой формиат цезия. Предпочтительное сочетание формиатов включает, но не ограничивается этим, формиат цезия с формиатом калия. Хелатирующий агент предпочтительно представляет собой один или несколько хелатирующих агентов, которые совместимы с формиатом(ами) щелочного металла,присутствующим в растворе для закачивания скважины. Предпочтительно хелатирующий агент, является, по крайней мере, частично, ионным, таким, как на 10 по весу или более. Предпочтительно, хелатирующий агент является ионным, по крайней мере,на 30 по весу, более предпочтительно, является ионным, по крайней мере, на 50 по весу и, еще более предпочтительно, ионным, по крайней мере,на 75 по весу, и наиболее предпочтительно он является полностью ионным. Хелатирующий агент,который предпочтительно является ионным, может быть катионным и/или анионным. Хелатирующий агент можно сделать ионным с помощью обработок,известных специалистам в данной области, таких,как обработка хелатирующего агента, который обычно имеет кислотные группы, ионными карбоксильными группами или подобное. Другие формы получения ионного хелатирующего агента включают, но не ограничиваются этим, взаимодействие хелатирующего агента с эффективным количеством гидроксидов, таких, как, но не ограничиваясь этим,гидроксид натрия, гидроксид калия, гидроксид рубидия, гидроксид цезия аминных оснований, таких как, но не ограничиваясь этим, аммиак, метиламин,этиламин или их комбинациями. Примеры подходящих хелатирующих агентов включают, но не ограничиваются ими, этилендиаминтетрауксусную кислоту (ЭДТК), диэтилентриаминпентауксусную кислоту , лимонную кислоту, аскорбиновую кислоту, салициловую кислоту, щавелевую кислоту или их комбинации. Предпочтительно, хелатирующий агент способен растворять или солюбилизировать корку, ее часть и/или сульфаты щелочноземельных металлов в корке. В настоящем изобретении предпочтительно раствор для закачивания скважины на водной основе, кото 7 15019 рый содержит, по крайней мере, один формиат щелочного металла и, по крайней мере, один хелатирующий агент, обеспечивает синергический результат относительно скорости растворения или солюбилизации корки и/или полноты растворения или солюбилизации корки. Обычно, когда проведена оценка количества корки, присутствующей на поверхности ствола буровой скважины, для обработки поверхности ствола буровой скважины для растворения или солюбилизации корки можно использовать 11 молярное соотношение хелатирующего агента к количеству присутствующего в корке щелочноземельного металла. Дополнительные количества или меньшие количества раствора для закачивания скважины на водной основе можно использовать на основании обычного эксперимента по удалению или растворению корки, которая может включать сульфаты щелочноземельных металлов. Также в растворах для закачивания скважин настоящего изобретения можно использовать смеси хелатирующих агентов. Необязательно в растворы для закачивания скважин настоящего изобретения может быть включен один или несколько поверхностно-активных веществ и/или совместных растворителей. Поверхностно-активное вещество или совместный растворитель является особенно предпочтительным, когда растворы для закачивания скважины используют после ОВМ илибурового раствора. Поверхностно-активное вещество или совместный растворитель предпочтительно является таким, который способен суспендировать или эмульгировать компоненты на масляной основе ОВМ илидавая таким образом возможность формиату и комплексообразователю достигать сульфаты щелочноземельных металлов, такие, как сульфат бария, для солюбилизации сульфатов щелочноземельных металлов, как описано выше. Поверхностно-активное вещество и/или совместный растворитель(и) также можно использовать в растворах для закачивания скважин по настоящему изобретению, когда буровой раствор на синтетической основе или буровой раствор на водной основе используют в качестве буровых растворов. В настоящем изобретении можно использовать множество различных поверхностно-активных веществ и/или совместных растворителей. Примеры поверхностно-активных веществ или совместных растворителей, которые можно использовать в растворах для закачивания скважин по настоящему изобретению включают, но не ограничиваются ими,натриевые и аммониевые соли сополимеров акриловой кислоты, включая сополимеры, содержащие аддукты этиленоксида и пропиленоксида гидроксиэтилэтиленмочевину и ее полимерные производные и, более предпочтительно, смеси этих двух классов типов поверхностно-активное вещество/совместный растворитель. Обычно количество поверхностноактивного вещества или совместного растворителя представляет собой количество, эффективное для эмульгирования или суспендирования компонентов ОВМ на масляной основе. Предпочтительные количества включают от примерно 0,5 до примерно 208 по весу раствора для закачивания скважины и более предпочтительно от примерно 5 вес. до примерно 10 вес. из расчета на вес раствора для закачивания скважины. Формиат щелочного металла, присутствующий в растворе для закачивания скважины, предпочтительно присутствует в количестве менее 85 по весу из расчета на раствор. Формиат щелочного металла предпочтительно не является полностью насыщенным в растворе на водной основе таким образом, чтобы дать возможность хелатирующему агенту солюбилизировать в растворе вместе с формиатом щелочного металла. Предпочтительно, формиат щелочного металла присутствует в количестве менее 80 по весу из расчета на раствор и более предпочтительно составляет от примерно 60 до примерно 80 по весу. Формиат щелочного металла, такой, как формиат цезия, может присутствовать в любом молярном количестве в растворе для закачивания скважины, и предпочтительно он присутствует в количестве от примерно 3 М до примерно 12 М и более, предпочтительно от примерно 5 М до примерно 7,5 М. Аналогично хелатирующий агент может присутствовать в любом молярном количестве, и предпочтительно присутствует в количестве от примерно 0,2 М до примерно 1,0 М и более, предпочтительно от примерно 0,5 М до примерно 0,6 М. Также рН композиции может представлять собой любое значение рН до тех пор, пока композиция способна солюбилизировать или растворять, по крайней мере, часть корки, которая может включать, по крайней мере, один сульфат щелочноземельного металла, в частности барит. Предпочтительно, рН раствора для закачивания скважины составляет от примерно 9 до примерно 14, и более предпочтительно от примерно 11 до примерно 13. Дополнительно, корки часто содержат нерастворимые полисахариды, которые могут солюбилизироваться или диспергироваться или выпадать хлопьями при высоком рН при использовании растворов для закачивания скважин по настоящему изобретению. Также плотность раствора для закачивания скважины может быть отрегулирована до любой желательной плотности. Это особенно может быть осуществлено при введении комбинации формиатов щелочных металлов, таких, как формиат калия с формиатом цезия. В качестве примера, когда раствор для закачивания скважины на водной основе содержит формиат цезия и, по крайней мере, один хелатирующий агент, плотность предпочтительно может колебаться от примерно 1,9 до примерно 2,4. Такой диапазон плотности может быть отрегулирован путем введения формиата калия. Например, когда 0-100 вес.формиата калия включено в раствор для закачивания скважины на водной основе,плотность всего раствора для закачивания скважины на водной основе может колебаться от примерно 1,2 до примерно 2,4. Таким образом, плотность раствора для закачивания скважины на водной основе по существу может быть настроена для получения плотности, необходимой для раствора для закачива 15019 ния скважины для введения на подходящую глубину в ствол буровой скважины. Для более низких диапазонов плотности к формиату калия может быть добавлен формиат натрия, следовательно, настраивая растворы для закачивания скважин с более низкой плотностью. В зависимости от того, какая плотность необходима для раствора для закачивания скважины для того, чтобы достигать и/или оставаться в том месте,где расположена корка, можно использовать только формиат калия вместе с, по крайней мере, одним хелатирующим агентом или можно использовать комбинации различных формиатов щелочных металлов вместе с, по крайней мере, одним хелатирующим агентом. Обычно температура скважины,которая обычно составляет 50 С или выше и может достигать 200 С или выше, будет давать возможность раствору для закачивания скважины удалять корку, особенно когда корка содержит, по крайней мере, один сульфат щелочноземельного металла. Сульфат щелочноземельного металла включает сульфат бария и/или другие сульфаты, такие, как сульфат стронция и сульфат кальция или их сочетания. Температура скважины обычно будет достаточной для растворения или солюбилизации любых сульфатов щелочноземельных металлов, которые могут присутствовать в корке вместе с удалением герметизирующих агентов, также известных как понизители фильтрации, таких, как карбонат кальция, или других компонентов, которые используются в буровом растворе и первоначально образуют корку. В целях настоящего изобретения скорость растворения корки, особенно когда корка содержит один или несколько сульфатов щелочноземельных металлов, можно контролировать в зависимости от конкретных используемых формиата(ов) и хелатирующего агента(ов) и/или температуры, где корка располагается в стволе буровой скважины. При необходимости раствор для закачивания скважины может быть нагрет до или во время контактирования с поверхностью корки для достижения оптимальной температуры растворения. Нагрев можно применять для раствора с использованием непосредственных термических способов, микроволновых, ультразвуковых или других методов теплопереноса. Соответственно настоящее изобретение дополнительно относится к отработанному раствору для закачивания скважины, который содержит, по крайней мере, один формиат щелочного металла, по крайней мере, один хелатирующий агент и, по крайней мере, часть растворенной или солюбилизированной корки. Корка может содержать понизитель фильтрации, буровые тонкодисперсные частицы,один или несколько сульфатов щелочноземельных металлов, другие обычные ингредиенты и/или их комбинации. Количество раствора для закачивания скважины по настоящему изобретению, используемое для удаления корки, составляет количество, достаточное для удаления корки, расположенной на стволе сква жины. Предпочтительно, это количество составляет от примерно 3 до примерно 0,5 и более предпочтительно от примерно 1,5 до примерно 1,0, исходя из числа молей хелатирующего агента на моль щелочноземельного металла в корке. Раствор для закачивания скважин по настоящему изобретению можно вводить в ствол скважины любыми обычными способами, такими, как, но не ограничиваясь этим, нагнетание насосом и/или впрыскивание в ствол скважины обычными методами или с использованием спирального трубопровода,закачки под давлением или с использованием газлифтных сердечников. В другом варианте осуществления раствор для закачивания скважины по настоящему изобретению предпочтительно представляет собой композицию на водной основе, которая содержит, по крайней мере, один формиат щелочного металла, по крайней мере, одну кислоту и предпочтительно, по крайней мере, одно поверхностно-активное вещество. Предпочтительно, раствор для закачивания скважины содержит формиат цезия в качестве формиата щелочного металла. Более предпочтительно, раствор для закачивания скважины содержит два или более формиата щелочных металлов, где предпочтительно один из формиатов щелочного металла представляет собой формиат цезия. Предпочтительное сочетание формиатов включает, но не ограничивается этим,формиат цезия вместе с формиатом калия. Можно использовать другие сочетания формиатов щелочных металлов, такие, как формиат натрия и формиат калия, или формиат натрия и формиат цезия. Что касается кислоты, используемой в растворах для закачивания скважин по настоящему изобретению, то в растворе для закачивания скважины по настоящему изобретению может присутствовать одна или несколько кислот. Кислота предпочтительно способна растворять частично или полностью, по крайней мере, одно вещество, закупоривающее поры. Предпочтительно, кислота способна растворять карбонат кальция. Кроме того, кислота предпочтительно представляет собой кислоту, содержащую, по крайней мере, одну карбоксильную группу и более предпочтительно представляет собой муравьиную кислоту или ее кислотное производное. Другие примеры кислот, которые можно использовать, включают, но не ограничиваются этим, уксусную кислоту, аскорбиновую кислоту,лимонную кислоту, винную кислоту, фталевую кислоту, гликолевую кислоту и их комбинации. Кислота присутствует в количестве, достаточном для предпочтительного растворения, по крайней мере частично, корки и, более предпочтительно, карбоната кальция. Предпочтительные количества кислоты,которая присутствует в композиции, составляют от примерно 1 вес. до примерно 50 вес. и более предпочтительно от примерно 5 вес. до примерно 25 вес. из расчета на вес раствора для закачивания скважины. Формиат-анион представляет собой слабое основание, которое в присутствии источника протона 9(кислота) нейтрализуется, давая муравьиную кислоту, как показано в уравнении 1. НСО 2 Н (1) НСО 2-НФормиат муравьиная кислота Значение рКа для муравьиной кислоты составляет 3,75. В практическом смысле это означает, что при рН примерно 3,75 муравьиная кислота и формиат-анион будут существовать в молярном соотношении 1/1. Когда рН формиатного раствора повышается или понижается на одну единицу от данного значения, соотношение формиата к муравьиной кислоте изменяется приблизительно в 10 раз, как показано в табл. 1. Таблица 1 Формиат/муравьиная кислота как функция рН рН Примерное соотношение формиат/муравьиная кислота 6,75 1000 5,75 100 4,75 10 3,75 1 2,75 0,1 1,75 0,01 0,75 0,001 потенциометрические значения рН получены для 1/10 формиатных растворов, разбавленных деионизированной водой Кислота может присутствовать в любом молярном количестве, но предпочтительно присутствует в количестве от примерно 0,2 М до примерно 15 М, и более предпочтительно от примерно 1,5 М до примерно 7,5 М. Также рН композиции может представлять собой любое значение рН до тех пор, пока композиция способна солюбилизировать или растворять, по крайней мере, часть корки, которая может включать карбонат кальция и/или, по крайней мере, один сульфат щелочноземельного металла,предпочтительно барит. Предпочтительно в данном варианте осуществления рН раствора для закачивания скважины составляет от примерно 2 до примерно 7, и более предпочтительно от примерно 3 до примерно 6. В зависимости от плотности раствора для закачивания скважины, необходимой для достижения и/или нахождения на месте, где располагается корка, можно использовать только формиат калия наряду с, по крайней мере, одной кислотой или можно использовать сочетания формиатов различных щелочных металлов вместе с, по крайней мере, одной кислотой. Обычно температура скважины, которая обычно составляет 50 С или выше и может достигать 200 С или выше, позволит раствору для закачивания скважины удалять корку, особенно когда эта корка содержит карбонат кальция. Степень, в которой кислота контактирует с карбонатом, обычно более важна, чем температура скважины. Температура скважины обычно будет достаточной для растворения или солюбилизации 10 любого карбоната кальция, который может присутствовать в корке, вместе с удалением герметизирующих агентов, также известных как понизители фильтрации, которые используются в буровом растворе и первично образуют корку. В целях настоящего изобретения скорость растворения глинистой корки можно контролировать в зависимости от конкретных используемых формиата(ов) и кислоты(кислот) и/или температуры в месте расположения корки в стволе скважины. При необходимости раствор для закачивания скважины может быть нагрет до или во время контактирования с поверхностью корки для достижения оптимальной температуры растворения. Нагрев можно применять для раствора с использованием непосредственных термических способов, микроволновых, ультразвуковых или других методов теплопереноса. Соответственно, настоящее изобретение дополнительно относится к отработанному раствору для закачивания скважины, который может содержать,по крайней мере, один формиат щелочного металла,по крайней мере, одну кислоту, по крайней мере,одну нейтрализованную кислоту и/или, по крайней мере, часть растворенной или солюбилизированной корки и, предпочтительно, по крайней мере, одно поверхностно-активное вещество и/или совместный растворитель. Корка может содержать понизитель фильтрации, буровые тонкодисперсные частицы,утяжелители, буровые полимеры, карбонат кальция,другие обычные ингредиенты и/или их комбинации. Отработанный раствор для закачивания скважины можно рециркулировать, например, путем повышения рН жидкости до диапазона рН от примерно 10,5 до примерно 12, используя основание, такое как, но не ограничиваясь этим, гидроксид натрия,гидроксид калия и/или гидроксид цезия. При такой методике из жидкости выпадают в осадок двухвалентные ионы, такие, как Са, и после фильтрования жидкости формиатная жидкость утилизируется и теперь может повторно использоваться. Количество раствора для закачивания скважины по настоящему изобретению с целью удаления корки представляет собой количество, достаточное для удаления корки, расположенной на стволе скважины. Предпочтительно, данное количество составляет от примерно 6 до примерно 1 и, более предпочтительно, от примерно 3 до примерно 2, из расчета на число молей кислоты на число молей карбоната кальция в корке. Растворы для закачивания скважин по настоящему изобретению можно вводить в ствол скважины любыми обычными способами, такими, как, но не ограничиваясь этим, нагнетание насосом и/или впрыскивание в ствол скважины обычными методами или с использованием спирального трубопровода, закачки, под давлением или после установки грарийного фильтра. С течением времени раствор для закачивания скважины, когда скважина функционирует, будет подниматься к поверхности при извлечении углеводородов или воды при нагнетании из скважины. При извлечении на поверхность раствор для закачивания 15019 скважины по настоящему изобретению будет отделяться от углеводорода, такого, как нефть, за счет разделения фаз вода/нефть. Компоненты корки, такие, как сульфат бария, если они присутствуют, которые были растворены или солюбилизированы раствором для закачивания скважины настоящего изобретения, будут осаждаться из раствора вследствие понижения температуры на поверхности скважины. Активность поверхностно-активного вещества меньше при температуре поверхности, чем при температуре формации. Также повышение рН раствора будет приводить к осаждению ингредиентов корки. Соответственно, применение растворов для закачивания скважины по настоящему изобретению не влияет на извлечение углеводородов, и также компоненты корки легко могут быть отделены. Кроме того, жидкость на основе формиата может быть извлечена и удалена. Соответственно, настоящее изобретение далее относится к способу удаления корки, которая присутствует в стволе буровой скважины. Способ удаления корки с поверхности ствола буровой скважины осуществляют посредством контактирования корки с одним или несколькими вышеописанными растворами для закачивания скважин по настоящему изобретению с использованием описанного выше способа. В целях настоящего изобретения раствор для закачивания скважины может содержать а) по крайней мере, один формиат щелочного металла и ) по крайней мере один хелатирующий агент или, по крайней мере, одну кислоту или оба из них. Отработанные растворы для закачивания скважины, содержащие, по крайней мере, данные ингредиенты, и способы, как указано выше, использования данных растворов для закачивания скважины и их рециркулирования также являются частью настоящего изобретения. Растворы для закачивания скважины по настоящему изобретению и их применение для удаления корки с поверхности ствола буровой скважины обеспечивают многочисленные преимущества по сравнению с обычными растворами для закачивания скважин. Во-первых, растворы для закачивания скважины по настоящему изобретению могут иметь различную плотность для рационального и эффективного введения и нахождения в стволе скважины для удаления корки. Кроме того, при использовании растворов для закачивания скважин по настоящему изобретению нет необходимости в ингибиторах коррозии, поскольку в одном варианте осуществления в растворах для закачивания скважин по настоящему изобретению не содержатся кислоты. Таким образом, может быть исключено повреждение формации скважины. Более того, растворы для закачивания скважин по настоящему изобретению предпочтительно имеют высокий рН, что опять же является выигрышным, поскольку жидкости с низким рН, которые содержат ингибиторы коррозии, могут повреждать формацию скважины. Дополнительно, растворы для закачивания скважин по настоящему изобретению могут удалять сульфаты щелочноземельных металлов, которые могут присутствовать как часть корки или могут улавливаться коркой. Следовательно, растворы для закачивания скважин по настоящему изобретению и способы удаления корок с использованием растворов для закачивания скважин по настоящему изобретению обеспечивают многочисленные преимущества по сравнению с обычными растворами для закачивания скважин. Настоящее изобретение дополнительно будет пояснено с помощью следующих примеров, которые предназначены только для иллюстрации настоящего изобретения. Примеры Получали и испытывали различные составы растворов для закачивания скважин для определения способности растворов для закачивания скважин удалять корку. Готовили два лабораторных барреля состава бурового раствора на масляной основе с использованием обычных протоколов получения буровых растворов, хорошо известных специалистам в данной области, следуя методикепроцедуре 13-В 1 ( и 13 В-1) и 13-. Данный буровой раствор на масляной основе работал при высокой температуре в фильтрационной ячейке высокого давления (НТНР) при 250(121,11 С) и работал при данной температуре до тех пор, пока на поверхности фильтровальной бумаги не накапливался осадок фильтрования (корка). Осадок фильтрования образовывался на фильтровальной бумаге таким образом, что фильтровальная бумага с осадком фильтрования на ней могла быть добавлена к различным составам растворов для закачивания скважин, идентифицируемым как образцы с номерами 16. Различные ингредиенты для каждого из этих составов указаны ниже в таблице. Проводили различные наблюдения при добавлении осадка фильтрования с фильтровальной бумагой в растворы для закачивания скважин с номерами 1-6 при 150(65,56 С) при перемешивании, осуществляемом с использованием магнитной мешалки. Образцы с номерами 1, 2, 3 и 6 успешно солюбилизировали осадок фильтрования. Образцы с номерами 2 и 6 рассматривались как наиболее удачные для полной солюбилизации осадка фильтрования, и предполагается, что это основано на достаточном количестве поверхностно-активного вещества, присутствующего в составе. Конкретное используемое поверхностноактивное вещество представляло собой смесь из двух частей этиленоксид/пропиленоксидных аддуктов акрилатных сополимеров и полимерной гидроксиэтилэтиленмочевины, в весовом соотношении от 19 до 91, более предпочтительно 32.(2,2 удельный вес) Вес фунт/галлон 14,52 рН (разбавление 110) 4,7 ОВМ глинистая корка нет реакции 75 (23,89 С) 150 (65,56 С) растворимо магнитная меш. Наблюдения заметные куски осадка фильтрования диспергируется при встряхивании 14,52 14,57 14,6 14,6 9,85 7,55 4,75 4,70 нет нет реакции нет нет реакции реакции реакции растворимо нет растворимо нет растворимо реакции реакции очевидно уходит заметные очевидно уходит в раствор куски осадка в раствор фильтрования масло всплывает масло всплывает на поверхности на поверхности при остановке при остановке Таблица 3 5 вес. поверхностно-активного вещества, 0 вес. муравьиной кислоты Удельный вес 1 1,22 1,574 2,18 14,5 фунтов/галлон жидкости 7,5 вес. поверхностно-активного вещества 5 вес. муравьиная кислота формиат калия формиат цезия Всего 100 мл граммы объем 7,5 7,5 0 0 88,0653 55,95 79,679 36,55 175,2443 100 1 баррель граммы объем 26,25 26,25 0 0 308,2286 195,825 278,8765 127,925 613,3551 350 1,752443 0 вес. поверхностно-активного вещества, 5 вес. муравьиной кислоты Удельный вес 1 1,22 1,574 2,18 1,740696 14,5 фунтов/галлон жидкости 7,5 вес. поверхностно-активного вещества 5 вес. муравьиная кислота формиат калия формиат цезия Всего 100 мл граммы объем 0 0 6,1 5 97,8241 62,15 71,613 32,85 175,5371 100 1 баррель граммы объем 0 0 21,35 17,5 342,.3844 217,525 250,6455 114,975 614,3799 350 1,755371 7,5 вес. поверхностно-активного вещества 5 вес. муравьиная кислота формиат калия формиат цезия Всего 1,740696 Другие варианты осуществления настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области при рассмотрении настоящего описания и практического осуществления настоящего изобретения, описанного здесь. Предполагается, что настоящее описание и примеры будут рассматриваться только как иллюстративные, где истинный объем и суть изобретения указаны в следующей формуле изобретения и ее эквивалентах. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1.Композиция на водной основе для растворения или удаления отложении, отличающаяся тем, что содержит формиат цезия в количестве от примерно 40 мас., до примерно 95 мас., и, по крайней мере, один хелатирующий агент, где рН указанной композиции на водной основе составляет от примерно 9 до примерно 14. 2.Композиция по п.1, отличающаяся тем, что формиат цезия присутствует в количестве от примерно 3 М до примерно 12 М, и указанный, по крайней мере, один хелатирующий агент присутствует в количестве от примерно 0,2 М до примерно 1,0 М. 3.Композиция по п.1, отличающаяся тем, что указанный хелатирующий агент является, по крайней мере, частично ионным. 4.Композиция по п.1, отличающаяся тем, что указанный хелатирующий агент является катионным. 5.Композиция по п.1, отличающаяся тем, что указанный хелатирующий агент является анионным. 6.Композиция по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит формиат калия. 7.Композиция по п.1, отличающаяся тем, что указанный хелатирующий агент, представляет собой диэтилентриаминпентауксусную кислоту, необязательно содержащую карбоксилатные анионы. 8.Композиция по п.1, отличающаяся тем, что указанная композиция имеет плотность от примерно 1,2 до примерно 2,4. 9.Композиция по п.1, отличающаяся тем, что указанная композиция на водной основе является менее чем полностью насыщенной указанным формиатом цезия. 10.Способ снижения концентрации сульфата щелочноземельного металла, присутствующего на поверхности, отличающийся тем, что включает кон 1 баррель тактирование указанного сульфата щелочноземельного металла с композицией по п. 1. 11.Способ по п. 10, отличающийся тем, что указанный сульфат щелочноземельного металла присутствует на поверхности ствола скважины. 12.Способ по п.11, отличающийся тем, что указанную композицию вводят в нижнее отверстие скважины. 13.Способ по п.11, отличающийся тем, что указанную композицию вводят во время проведения извлечения углеводородов из указанного ствола скважины. 14.Способ по п.11, отличающийся тем, что в присутствии указанного сульфата щелочноземельного металла температура указанной композиции достигает, по крайней мере, 50 С. 15.Способ по п.11, отличающийся тем, что извлекают указанную композицию и растворенный сульфат щелочноземельного металла. 16.Способ по п. 13, отличающийся тем, что указанную композицию и растворенный сульфат щелочноземельного металла извлекают из ствола скважины у поверхности скважины, и где указанную композицию отделяют от углеводородов путем разделения фаз, и указанный сульфат щелочноземельного металла осаждается из раствора. 17.Способ удаления отложений, присутствующих на поверхности ствола скважины, отличающийся тем, что включает контактирование указанных отложений с композицией на водной основе по п. 1, где указанную композицию вводят во время проведения извлечения углеводородов из указанного ствола скважины. 18.Способ по п. 17, отличающийся тем, что указанную композицию и растворенные отложения выделяют из ствола скважины у поверхности скважины, и где указанную композицию отделяют от углеводородов путем разделения фаз, и по крайней мере часть отложений осаждается из водного раствора. 19.Способ по п. 17, отличающийся тем, что формиат цезия присутствует в количестве от примерно 3 М до примерно 12 М, и указанный, по крайней мере, один хелатирующий агент присутствует в количестве от примерно 0,2 М до примерно 1,0 М. 20.Способ по п. 17, отличающийся тем, что указанный хелатирующий агент представляет собой диэтилентриаминпентауксусную кислоту, необязательно содержащую карбоксилатные анионы. 13 15019 21.Раствор для закачивания скважины, отличающийся тем, что содержит по крайней мере один формиат щелочного металла, по крайней мере одну кислоту, по крайней мере одно поверхностноактивное вещество и необязательно по крайней мере один хелатирующий агент, где указанный по крайней мере один формиат щелочного металла присутствует в количестве от примерно 40 мас, до примерно 95 мас 22.Раствор по п.21, отличающийся тем, что дополнительно содержит по крайней мере один совместный растворитель. 23.Раствор по п.21, отличающийся тем, что указанный формиат щелочного металла включает формиат цезия. 24.Раствор по п.21, отличающийся тем, что указанный формиат щелочного металла включает формиат цезия и формиат калия. 25.Раствор по п.21, отличающийся тем, что указанный формиат щелочного металла включает формиат калия. 26.Раствор по п.21, отличающийся тем, что указанная кислота представляет собой муравьиную кислоту или ее кислотное производное. 27.Раствор по п.22, отличающийся тем, что присутствует указанное поверхностноактивное вещество и совместный растворитель. 28.Раствор по п.27, отличающийся тем, что указанное поверхностно-активное вещество или совместный растворитель включает смесь аддукта этиленоксид/пропиленоксида с акрилатным сополимером, полимерную гидроксиэтилэтиленмочевину, монобутилэтиленгликоль, этоксилированные длинноцепочечные спирты, сульфированные длинноцепочечные спирты или их комбинации. 29.Раствор по п.21, отличающийся тем, что указанный раствор для закачивания скважины имеет относительную плотность от примерно 1,2 до примерно 2,4. 30.Раствор по п.21, отличающийся тем, что формиат щелочного металла присутствует в количестве от примерно 3 М до примерно 12 М, и указанная по крайней мере одна кислота присутствует в количестве от примерно 0,2 М до примерно 12 М. 31.Отработанный раствор для закачивания скважины, отличающийся тем, что содержит по крайней мере один формиат щелочного металла, по крайней мере одну кислоту, по крайней мере одно поверхностно-активное вещество, растворенную или солюбилизированную корку и необязательно по крайней мере один хелатирующий агент, где указанный по крайней мере один формиат щелочного металла присутствует в количестве от примерно 40 мас., до примерно 95 мас. 32. Отработанный раствор для закачивания скважины по п.31, отличающийся тем, что дополнительно содержит, по крайней мере, один совместный растворитель. 33.Отработанный раствор для закачивания скважины по п.31, отличающийся тем, что указанная корка включает понизитель фильтрации. 14 34.Отработанный раствор для закачивания скважины по п.31, отличающийся тем, что указанная корка включает карбонат кальция или, по крайней мере, один сульфат щелочноземельного металла,или оба, и необязательно по крайней мере один понизитель фильтрации. 35.Отработанный раствор для закачивания скважины по п.31, отличающийся тем, что указанная корка дополнительно включает тонкодисперсные буровые частицы. 36.Отработанный раствор для закачивания скважины по п.31, отличающийся тем, что указанный формиат щелочного металла включает формиат цезия. 37.Отработанный раствор для закачивания скважины по п.31, отличающийся тем, что указанный формиат щелочного металла включает формиат цезия и формиат калия. 38.Отработанный раствор для закачивания скважины по п.31, отличающийся тем, что указанный формиат щелочного металла включает формиат калия. 39.Отработанный раствор для закачивания скважины по п.31, отличающийся тем, что формиат щелочного металла присутствует в количестве от примерно 3 М до примерно 12 М, и указанная, по крайней мере, одна кислота присутствует в количестве от примерно 0,2 М до примерно 12 М. 40.Отработанный раствор для закачивания скважины по п.31, отличающийся тем, что указанная кислота включает муравьиную кислоту или ее кислотные производные. 41.Отработанный раствор для закачивания скважины по п.31 или 32, отличающийся тем, что указанное поверхностно-активное вещество или совместный растворитель включает смесь аддукта этиленоксид/пропиленоксида с акрилатным сополимером и полимерной гидроксиэтилэтиленмочевины. 42.Способ удаления корки, присутствующей на поверхности ствола скважины, отличающийся тем,что включает контактирование указанной корки с раствором для закачивания скважины по п.21. 43.Способ по п.42, отличающийся тем, что указанная корка включает понизитель фильтрации. 44.Способ по п.42, отличающийся тем, что указанная корка включает карбонат кальция, по крайней мере, один сульфат щелочноземельного металла, по крайней мере, один понизитель фильтрации или их сочетания. 45.Способ по п.42, отличающийся тем, что указанная корка дополнительно включает тонкодисперсные буровые частицы. 46.Способ по п.42, отличающийся тем, что извлекают указанный раствор для закачивания скважины и растворенную или солюбилизированную корку. 47.Способ по п.42, отличающийся тем, что указанный раствор для закачивания скважины и растворенную или солюбилизированную корку извлекают из ствола скважины у поверхности скважины во время извлечения углеводородов, и где указанный раствор для закачивания скважины отделяют от 15019 углеводородов путем разделения фаз, и указанная корка или часть ее осаждается из раствора. 48.Способ по п.42, отличающийся тем, что указанный формиат щелочного металла включает формиат цезия, формиат калия или оба. 49.Способ по п.42, отличающийся тем, что формиат щелочного металла присутствует в количестве от примерно 3 М до примерно 12 М, и указанная, по крайней мере, одна кислота присутствует в количестве от примерно 0,2 М до примерно 12 М. 50.Способ по п.42, отличающийся тем, что дополнительно включает повышение рН отработанного раствора для закачивания скважины до рН в диапазоне от примерно 10,5 до примерно 12 и фильтрование указанного отработанного раствора для закачивания скважины. 51.Раствор по п.21, отличающийся тем, что формиат щелочного металла присутствует в количестве от примерно 3 М до примерно 12 М, и указанный, по крайней мере, один хелатирующий агент присутствует в количестве от примерно 0,2 М до примерно 1,0 М. 52.Раствор по п.21, отличающийся тем, что указанный хелатирующий агент является, по крайней мере, частично ионным. 53.Раствор по п.21, отличающийся тем, что рН указанного раствора для закачивания скважины составляет от примерно 9 до примерно 14. 54.Раствор по п.21, отличающийся тем, что указанный хелатирующий агент представляет собой диэтилентриаминпентауксусную кислоту, необязательно содержащую карбоксилатные анионы. 55.Отработанный раствор для закачивания скважины по п.31, отличающийся тем, что формиат щелочного металла присутствует в количестве от примерно 3 М до примерно 12 М, и указанный, по крайней мере, один хелатирующий агент присутствует в количестве от примерно 0,2 М до примерно 1,0 М. 56.Способ по п.42, отличающийся тем, что формиат щелочного металла присутствует в количестве от примерно 3 М до примерно 12 М, и указанный, по крайней мере, один хелатирующий агент присутствует в количестве от примерно 0,2 М до примерно 1,0 М. 57.Раствор по п. 21 или 22, отличающийся тем,что указанное поверхностно-активное вещество или совместный растворитель включает по крайней мере одну натриевую или аммониевую соль сополимера акриловой кислоты, необязательно содержащего один или несколько алкиленоксидных аддуктов.