"グルタミン酸N,N-二酢酸またはその塩GLDAを含み、1と14の間のpHを有する流体を、累層に導入することを含む、砂岩累層の処理方法。温度が、35と400°F約2と204°Cの間である、請求項1に記載の方法。1と14の間のpHを有し、全流体に対して5~30wtのグルタミン酸N,N-二酢酸またはその塩GLDA、腐食抑制剤、界面活性剤、および任意選択の相互溶媒を含む、請求項1または2に記載の方法における使用に適する流体。スラッジ防止剤、水湿潤または乳化界面活性剤、腐食抑制剤強化剤、起泡剤、増粘剤、湿潤剤、転換剤、酸素スカベンジャー、キャリア流体、流体損失制御添加剤、摩擦低下剤、安定剤、レオロジー調整剤、ゲル化剤、スケール抑制剤、破砕剤、塩、塩水、pH制御添加剤、殺細菌剤/殺生物剤、粒状物、架橋剤、塩代替物、相対浸透率調整剤、硫化物スカベンジャー、繊維、ナノ粒子、および凝結剤の群からの1種または複数の成分をさらに含む、請求項3に記載の流体。界面活性剤が非イオンまたは陰イオン界面活性剤である、請求項3または4に記載の流体。界面活性剤が、全流体の0.1から2体積の量で存在する、請求項3から5のいずれか一項に記載の方法。腐食抑制剤が、全流体に対して、0を超え2体積まで、好ましくは0.1から2体積の量で存在する、請求項3から6のいずれか一項に記載の流体。溶媒として水を含む、請求項3から7のいずれか一項に記載の流体。相互溶媒が、全流体の1から50wtの量で存在する、請求項3から8のいずれか一項に記載の方法。3.5から13のpHを有する、請求項3から9のいずれか一項に記載の流体。相互溶媒が、低級アルコール、例えば、メタノール、エタノール、1-プロパノール、2-プロパノール、グリコール、例えば、エチレングリコール、プロピレングリコール、ジエチレングリコール、ジプロピレングリコール、ポリエチレングリコール、ポリプロピレングリコール、ポリエチレングリコール-ポリエチレングリコールブロックコポリマー、グリコールエーテル、例えば、2-メトキシエタノール、ジエチレングリコールモノメチルエーテル、水/石油に実質的に可溶性のエステル、例えば、C2~C10エステル、および、水/石油に実質的に可溶性のケトン、例えば、C2~C10ケトンの群から選択される、請求項3から10のいずれか一項に記載の流体。1つのパーツが、グルタミン酸N,N-二酢酸もしくはその塩GLDA、腐食抑制剤、および界面活性剤を含む流体を含み、もう1つのパーツが相互溶媒を含む、または、1つのパーツが、グルタミン酸N,N-二酢酸もしくはその塩GLDAおよび腐食抑制剤を含む流体を含み、もう1つのパーツが相互溶媒および界面活性剤を含む、パーツキット。前記の1つのパーツにおける流体が、1と14の間のpHを有し、全流体に対して5~30wtのグルタミン酸N,N-二酢酸またはその塩GLDAを含む、請求項12に記載のパーツキット。いずれかのパーツの流体が、スラッジ防止剤、水湿潤または乳化界面活性剤、腐食抑制剤強化剤、起泡剤、増粘剤、湿潤剤、転換剤、酸素スカベンジャー、キャリア流体、流体損失制御添加剤、摩擦低下剤、安定剤、レオロジー調整剤、ゲル化剤、スケール抑制剤、破砕剤、塩、塩水、pH制御添加剤、殺細菌剤/殺生物剤、粒状物、架橋剤、塩代替物、相対浸透率調整剤、硫化物スカベンジャー、繊維、ナノ粒子、および凝結剤の群からの1種または複数の成分をさらに含む、請求項12または13に記載のパーツキット。界面活性剤が、非イオンまたは陰イオン界面活性剤である、請求項12から14のいずれか一項に記載のパーツキット。界面活性剤が、それが含まれるパーツにおける全流体に対して、0.1から2体積の量で存在する、請求項12から15のいずれか一項に記載のパーツキット。腐食抑制剤が、それが含まれるパーツにおける全流体に対して、0.1から2体積の量で存在する、請求項12から16のいずれか一項に記載のパーツキット。一方または両方のパーツにおける流体が、溶媒として水を含む、請求項12から17のいずれか一項に記載のパーツキット。相互溶媒が、それが含まれるパーツにおける全流体に対して、1から50wtの量で存在する、請求項12から18のいずれか一項に記載のパーツキット。前記の1つのパーツにおける流体が、3.5から13のpHを有する、請求項12から19のいずれか一項に記載のパーツキット。相互溶媒が、低級アルコール、例えば、メタノール、エタノール、1-プロパノール、2-プロパノール、グリコール、例えば、エチレングリコール、プロピレングリコール、ジエチレングリコール、ジプロピレングリコール、ポリエチレングリコール、ポリプロピレングリコール、ポリエチレングリコール-ポリエチレングリコールブロックコポリマー、グリコールエーテル、例えば、2-メトキシエタノール、ジエチレングリコールモノメチルエーテル、水/石油に実質的に可溶性のエステル、例えば、C2~C10エステル、および、水/石油に実質的に可溶性のケトン、例えば、C2~C10ケトンの群から選択される、請求項12から20のいずれか一項に記載のパーツキット。しかし、砂岩累層の浸透率をさらに向上させ、多数の地下累層に固有の高温で強い無機酸を用いて作業することの不都合を避けるための、方法および刺激流体を見出すことが依然として求められている。さらに、累層に沈殿物を堆積させないで坑井近くの損傷を確実によりよく除去し、さらには、固形分の移動に起因する井の産出の下落を確実によりよく防止するための、方法および刺激流体を提供することが求められている。好ましくは、刺激流体は、淡水および海水の両方において生分解性であり、良好な環境-毒性プロフィールを有する。本発明は、グルタミン酸N,N-二酢酸またはその塩GLDAを含み、1と14の間のpHを有する流体を、累層に導入することを含む、砂岩累層の処理方法を提供する。好ましくは、この方法における流体は、5~30wtのGLDAを含む。本出願における処理することという用語は、流体による累層の如何なる処理も包含するものとする。それは、特に、i浸透率の増加、ii小粒子の除去、およびiii無機物スケールの除去、の少なくとも1つを達成し、そうして、井の性能を向上させ、累層からの石油および/またはガスの産出/回収を増加させることを可能にするために、流体で砂岩累層を処理することを包含する。同時に、それは、坑井の洗浄ならびに石油/ガス産出井および産出設備のスケール除去を包含し得る。GLDAは、全ての金属に対して、HEDTAより小さい安定度定数を有し、そのため、HEDTAより小さいキレート容量を有すると見なされているが、HEDTAの代わりにGLDAを含む溶液を用いる本発明の方法は、驚くべきことに、砂岩累層の浸透率をさらに向上させることが見出された。また、GLDAは、砂岩累層における炭酸塩を溶解させる、良好な選択性を有すると思われる。さらに、本発明は、砂岩を処理するための、または砂岩累層を液体に対して浸透性にするための方法、すなわち、砂岩から炭酸塩を除去するための方法における使用に適する刺激流体を提供する。本発明の流体は、GLDA、腐食抑制剤、界面活性剤、および任意選択の相互溶媒を含む流体である。最後に、本発明は、いくつかの段階例えば、前フラッシュ、主処理および後フラッシュ段階からなる処理方法のためにパーツキットに関し、ここで、処理方法の1つの段階のための、パーツキットの1つのパーツは、GLDA、腐食抑制剤、および界面活性剤を含む流体を含み、処理方法のもう1つの段階のための、パーツキットのもう1つのパーツは、相互溶媒を含み、または、1つのパーツが、グルタミン酸N,N-二酢酸もしくはその塩GLDAおよび腐食抑制剤を含む流体を含み、もう1つのパーツが、相互溶媒および界面活性剤を含む。前または後フラッシュは、主処理の前または後に、累層にポンプで送られる流動段階である。前または後フラッシュの目的には、これらに限らないが、累層の濡れ性を調節すること、累層塩水を置き換えること、累層の塩分を調節すること、石灰質を溶かすこと、および鉄スケールを溶かすことが含まれる。このようなパーツキットは、本発明の方法において、都合よく用いることができ、この場合、相互溶媒を、また一実施形態では、界面活性剤も含む流体を含むパーツが、前フラッシュおよび/または後フラッシュ流体として用いられ、GLDA、腐食抑制剤を、また一実施形態では、界面活性剤も含む流体を含むもう1つのパーツが、主処理流体として用いられる。地下累層を処理する時にいくつかの理由で、界面活性剤が、主処理流体に添加され、または処理の間に流体とは別個に添加され、このような界面活性剤は、累層を水に濡れるようにする助けとなることよって、主処理をより効率的にし、主処理流体と地下累層との、より良好で、より深い接触を可能にする。さらに、界面活性剤を添加すると、一般的には水性である処理流体は、原油のような非水物質を、よりよく輸送できるようになる。前記の方法において砂岩累層の浸透率を向上させることができることに加えて、本発明の流体および本発明のパーツキットは、さらに、生分解性および環境-毒性プロフィールが良好であり、如何なる堆積物の生成もなしに、酸性度が高いという利点を有する。同時に、本発明の流体および本発明のパーツキットでは、いくつかの通常の添加剤例えば、腐食抑制剤、腐食抑制剤強化剤、スラッジ防止剤、鉄制御剤、スケール抑制剤は、現況技術の刺激流体のそれと類似の効果をそれでもなお達成するためには、より少量でしか必要とされないことが、GLDAの存在によって保証され、これによって、方法の化学品負荷は低減され、石油および/またはガスを産出するための、より持続可能な方法が生み出されることが見出された。ある条件下では、これらの添加剤は、完全に余分でさえある。砂岩累層のための現況技術の処理流体においては、多くの場合、陽イオン腐食抑制剤の他に、陰イオン界面活性剤が存在するが、これは、ある程度の相互中和、したがってまた、他方の有効性を低下させることを意味することが理解されるべきである。GLDAに基づく流体は、はるかに少量の腐食抑制剤しか必要としないことが、今や見出されたので、本発明の流体および本発明のパーツキットは、配合が、より容易であり、前記の欠点は、より容易に回避できる。さらに、本発明の流体およびパーツキットでは、成分、界面活性剤、および腐食抑制剤の予想外の適合性、さらには、殺細菌剤および/または殺生物剤との相乗効果が存在する。これに関連して、SAlHarthyら、OptionsforHighTemperatureWellStimulation、OilfieldReviewWinter2008200920No4を参照すると、それには、N-ヒドロキシエチルエチレンジアミンN,N’,N’-三酢酸三ナトリウムHEDTAの使用が、石油業界クロム鋼の使用が慣行であるにおいて役割を果たす数多くのHClおよび泥酸のような他の化学物質より、望ましくない腐食の副作用を、はるかに少なくすることが、開示されている。1から14、好ましくは3から13の全pH範囲に渡って、GLDAは、HEDTAよりも一層少ない腐食しかクロム含有材料に生じさせることがなく、特に、3から7の適切な低pH範囲では、如何なる腐食抑制剤の添加もなしに、0.05ポンド/平方フィート6時間の試験時間でという業界の限界値を下回りさえすることが、今や見出された。したがって、本発明は、クロム腐食副作用が予想外に少ないGLDA含有流体、クロム含有設備の腐食が著しく防止される砂岩累層処理方法、ならびにクロム含有設備を洗浄および/または脱スケールするための改善された方法を包含する。また、前記の利点のある効果のために、本発明は、現況技術の流体および方法に比べて、腐食抑制剤および腐食抑制剤強化剤の量が大きく減らされていてもよいと同時に、それでもなお、設備の腐食の問題を回避する流体を包含する。さらなる利点として、本発明の流体およびパーツキットこれらは、多くの実施形態において水系であるは、水性環境においてと同じように石油で飽和した環境においても、よく性能を発揮することが見出された。これは、ただ、本発明の流体が、石油原油に極度に適合性があるという結論にのみつながり得る。WO2009/086954が、少なくとも10wtのGLDAを含む流体、および井の炭酸塩累層の溶解におけるそれらの使用を開示していることが注目される可能性がある。しかし、この文献は、酸と相互作用し得る多量の砂岩鉱物に帰因する、上で説明したような、石油および/またはガスを産出するために酸性流体で砂岩累層これは、累層の1つのタイプであるにすぎないを処理することの複雑さはもちろんのこと、砂岩累層におけるこのような流体の使用についても言及していない。本発明の流体、および本発明のパーツキットにおける流体は、好ましくは5~30wt、より好ましくは10~20wtのGLDAを含む。これらの流体は、腐食抑制剤を含んでいなくてもよいが、好ましくは、0wtを超え2wtまで、より好ましくは0.1~1wt、より一層好ましくは0.1~0.5wtの腐食抑制剤を含む。流体は、界面活性剤を含んでいなくてもよいが、好ましくは、0を超え5wtまで、より好ましくは、0を超え2wtまでの界面活性剤を含む。最後に、それらは、相互溶媒を含んでいなくてもよいが、好ましくは、0を超え5wtまでの相互溶媒を含む。上のwtおよびvolでの範囲および数値は全て、全流体に対するものである。使用できるGLDAの塩は、そのアルカリ金属、アルカリ土類金属、またはアンモニウムの完全および部分塩である。異なる陽イオンを含む混合塩もまた使用できる。好ましくは、GLDAのナトリウム、カリウム、およびアンモニウムの完全または部分塩が用いられる。本発明の流体、および本発明のパーツキットにおける流体は、好ましくは、水性流体である、すなわち、それらは、後にさらに説明されるように、他の溶媒もまた添加され得るが、好ましくは、溶媒として水を含み、ここで、水は、例えば、淡水、発生水または海水であってよい。本発明の流体および本発明のパーツキットの流体は、好ましくは、非イオンまたは陰イオン界面活性剤を含む。より一層好ましくは、界面活性剤は陰イオン性である。本発明の流体、および本発明のパーツキットの流体における非イオン界面活性剤は、好ましくは、アルカノールアミド、アルコキシル化アルコール、アルコキシル化アミン、アミンオキシド、アルコキシル化アミド、アルコキシル化脂肪酸、アルコキシル化脂肪アミン、アルコキシル化アルキルアミン例えば、ココアルキルアミンエトキシレート、アルキルフェニルポリエトキシレート、レシチン、ヒドロキシル化レシチン、脂肪酸エステル、グリセロールエステルおよびそれらのエトキシレート、グリコールエステルおよびそれらのエトキシレート、プロピレングリコールのエステル、ソルビタン、エトキシル化ソルビタン、ポリグリコシドなど、ならびにこれらの混合物からなる群から選択される。アルキルポリグリコシドと任意選択で組み合わせた、アルコキシル化アルコール、好ましくはエトキシル化アルコールが、最も好ましい非イオン界面活性剤である。陰イオン2つの電荷が1つの化合物へ結合すると、時に、両性イオン性界面活性剤は、好ましくは、スルホネート、加水分解されたケラチン、スルホサクシネート、タウレート、ベタイン、修飾ベタイン、アルキルアミドベタイン例えば、ココアミドプロピルベタインの群から選択される。本発明の方法は、地下累層を処理する時に直面する、基本的には如何なる温度でも実施され得る。本発明の方法は、好ましくは、35約2°Cと400°F約204°Cの間の温度で実施される。より好ましくは、流体は、望まれる効果を流体が最もよく実現する温度で用いられ、これは、77約25°Cと300°F約149°Cの間の温度を意味する。高温での用途は、溶液の約2体積パーセント未満の量の酸素スカベンジャーの存在から利益を受け得る。一実施形態において、本発明の方法は、高い圧力で実施されてもよく、これは、大気圧より高い圧力を意味する。多くの事例で、加圧下に、流体を累層にポンプで送ることが好ましい。好ましくは、用いられる圧力は、破壊圧力すなわち、特定の累層が破壊する可能性のある圧力未満である。破壊圧力は、処理される累層に応じて大きく変わり得るが、当業者によってよく知られている。一実施形態において、本発明の流体、および本発明のパーツキットにおける流体のpHは、1から14の範囲にあり得、好ましくは1.7から14の範囲にあり得る。しかし、非常に酸性の範囲の1.7から3.5、および非常にアルカリ性の範囲の13から14では、いくつかの望ましくない副次的作用例えば、過度のCO2を生成する、炭酸塩の余りに速い溶解、または再沈殿の恐れの増大が、累層において流体によって引き起こされ得るので、より好ましくは、それは、3.5と13の間である。より良好な炭酸塩溶解能力のために、流体のpHは、好ましくは、酸性である。他方、非常に酸性の溶液は、調製に、より費用が掛かることが理解されなければならない。結果的に、溶液は、より一層好ましくは、3.5から8のpHを有する。流体および本発明のパーツキットにおける流体は、当業者に知られているように、刺激作用の機能を向上させ、また、前記処理の結果としての損傷の恐れを最低限にする、他の添加剤を含んでいてもよい。本発明の流体、および本発明のパーツキットにおける流体は、さらに、スラッジ防止剤、水湿潤または乳化界面活性剤、腐食抑制剤強化剤、起泡剤、増粘剤、湿潤剤、転換剤divertingagent、酸素スカベンジャー、キャリア流体、流体損失制御添加剤fluidlossadditive、摩擦低下剤、安定剤、レオロジー調整剤、ゲル化剤、スケール抑制剤、破砕剤breaker、塩、塩水、pH制御添加剤例えば、さらなる酸および/または塩基、殺細菌剤/殺生物剤、粒状物、架橋剤、塩代替物例えば、テトラメチルアンモニウムクロリド、相対浸透率調整剤、硫化物スカベンジャー、繊維、ナノ粒子、凝結剤例えば、樹脂および/またはタッキファイヤー、これらの組合せなどの群からの1種または複数を含んでいてもよい。相互溶媒は、石油、水、酸多くの場合、HCl系、および他の井処理流体に可溶である化学添加剤である。相互溶媒は、ある範囲の用途に日常的に用いられ、処理の前、間および/または後の接触表面の濡れ性を制御し、エマルジョンの生成を防ぎまたはエマルジョンを壊す。不溶累層細粒は、原油から有機膜を拾い上げるので、相互溶媒が用いられる。これらの粒子は、ある程度、石油に濡れ、ある程度、水に濡れる。このため、それらは、あらゆる石油-水の境界で、物質これは、様々な石油-水のエマルジョンを安定化できるを捕集する。相互溶媒は、有機膜を除去し、粒子を水に濡れる状態のままにするので、エマルジョンおよび粒子による閉塞は無くなる。相互溶媒が用いられる場合、それは、これらに限定されないが、低級アルコール、例えば、メタノール、エタノール、1-プロパノール、2-プロパノールなど、グリコール、例えば、エチレングリコール、プロピレングリコール、ジエチレングリコール、ジプロピレングリコール、ポリエチレングリコール、ポリプロピレングリコール、ポリエチレングリコール-ポリエチレングリコールブロックコポリマーなど、および、グリコールエーテル、例えば、2-メトキシエタノール、ジエチレングリコールモノメチルエーテルなど、水/石油に実質的に可溶性のエステル、例えば、1種または複数のC2-エステル~C10-エステル、および、水/石油に実質的に可溶性のケトン、例えば、1種または複数のC2-C10ケトンを含む群から好ましくは選択され、ここで、実質的に可溶性とは、1グラム/リットルより多く、好ましくは、10グラム/リットルより多く、より一層好ましくは、100グラム/リットルより多く、最も好ましくは、200グラム/リットルより多く溶かすことができることを意味する。相互溶媒は、好ましくは、全流体に、1から50wtの量で存在する。本発明の方法の一実施形態において、相互溶媒は、GLDAを含む処理流体と同じ流体には添加されないが、前フラッシュ流体に含めて、または前フラッシュ流体として、地下累層に導入される。水/石油に可溶性の好ましいケトンは、メチルエチルケトンである。水/石油に実質的に可溶性の好ましいアルコールは、メタノールである。水/石油に実質的に可溶性の好ましいエステルは、酢酸メチルである。より好ましい相互溶媒は、エチレングリコールモノブチルエーテルであり、EGMBEとして一般に知られている。溶液におけるグリコール溶媒の量は、好ましくは、約1wtから約10wt、より好ましくは、3と5wtの間である。より好ましくは、ケトン溶媒は、40wtから約50wtの量で存在し得る;水に実質的に可溶性のアルコールは、約20wtから約30wtの範囲内の量で存在し得る;また、水/石油に実質的に可溶性のエステルは、約20wtから約30wtの範囲内の量で存在し得る;ここで、各量は、流体における溶媒の全量に対するものである。本発明の流体に、または本発明の方法の間に添加され得るさらなる界面活性剤は、当技術分野において知られている界面活性剤のいずれであってよく、非イオン性、陽イオン性、陰イオン性、両性イオン性であり得る。好ましくは、界面活性剤は、非イオン性または陰イオン性である。より一層好ましくは、界面活性剤は、陰イオン性である。本発明の組成物の非イオン界面活性剤は、好ましくは、アルカノールアミド、アルコキシル化アルコール、アルコキシル化アミン、アミンオキシド、アルコキシル化アミド、アルコキシル化脂肪酸、アルコキシル化脂肪アミン、アルコキシル化アルキルアミン例えば、ココアルキルアミンエトキシレート、アルキルフェニルポリエトキシレート、レシチン、ヒドロキシル化レシチン、脂肪酸エステル、グリセロールエステルおよびそれらのエトキシレート、グリコールエステルおよびそれらのエトキシレート、プロピレングリコールのエステル、ソルビタン、エトキシル化ソルビタン、ポリグリコシドなど、ならびにこれらの混合物からなる群から選択される。アルキルポリグリコシドと任意選択で組み合わせた、アルコキシル化アルコール、好ましくはエトキシル化アルコールが、最も好ましい非イオン性界面活性剤である。陰イオン2つの電荷が1つの化合物へ結合すると、時に、両性イオン性界面活性剤には、スルホネート、加水分解されたケラチン、スルホサクシネート、タウレート、ベタイン、修飾ベタイン、アルキルアミドベタイン例えば、ココアミドプロピルベタインを含めて、かなり多数の異なる化合物が含まれ得る。本発明の処理流体を起泡させ安定化させるのに用いられ得る起泡剤でもある界面活性剤の例には、これらに限定されないが、ベタイン、アミンオキシド、メチルエステルスルホネート、アルキルアミドベタイン、例えばココアミドプロピルベタイン、アルファ-オレフィンスルホネート、トリメチルタローアンモニウムクロリド、C8からC22のアルキルエトキシレートサルフェート、およびトリメチルココアンモニウムクロリドが含まれる。適切な界面活性剤は、液体または粉末の状態で使用され得る。用いられる場合、界面活性剤は、貯留層の温度で、累層流体、他の処理流体、または坑井流体との不適合性を防ぐのに十分な量で、流体中に存在し得る。液体界面活性剤が用いられる実施形態において、界面活性剤は、通常、流体の約0.01体積から約5.0体積の範囲の量で存在する。一実施形態において、液体界面活性剤は、流体の約0.1体積から約2.0体積、より好ましくは0.1と1体積の間の範囲の量で存在する。粉末界面活性剤が用いられる実施形態では、液体界面活性剤は、流体の約0.001重量から約0.5重量の範囲の量で存在し得る。スラッジ防止剤は、砂岩炭化水素含有累層を刺激するために用いられる無機および/または有機の酸の群から選択できる。この酸の機能は、坑井に通じる累層の流動チャネルを洗浄または大きくして、より多くの石油および/またはガスが坑井に流れられるように、酸可溶性物質を溶解させることである。問題は、刺激のための通常濃縮された、20~28酸と、累層における特定の原油例えば、アスファルト油との、スラッジを生成する相互作用によって引き起こされる。スラッジを生じる原油と、導入された酸との間の相互作用の研究では、水性相が約4未満のpHである時に、酸-石油の境界で、永続する堅い固体が生成することが示される。スラッジを生成しない原油と酸とでは、膜は観察されない。これらのスラッジは、通常、酸と高分子量炭化水素例えば、アスファルテン、樹脂などとの間の反応生成物である。原油含有累層の酸処理の間のスラッジ生成とそれに付随する流れの問題を防ぐ、または制御するための方法は、原油スラッジの生成を妨げる、または生成速度を低下させるスラッジ防止剤を添加することを含み、これらのスラッジ防止剤は、酸-石油のエマルジョンを安定化させ、これらには、アルキルフェノール、脂肪酸、および陰イオン界面活性剤が含まれる。界面活性剤としてよく用いられるのは、溶媒中のスルホン酸誘導体と分散性界面活性剤とのブレンドである。このようなブレンドは、主要な分散性成分、すなわちスラッジ防止成分として、通常、ドデシルベンゼンスルホン酸DDBSAまたはその塩を含む。キャリア流体は水溶液であり、特定の実施形態において、これらの水溶液は、望まれる範囲にpHを保つためにブレーンステッド酸を含み、かつ/または、無機塩、好ましくはNaClまたはKClを含む。腐食抑制剤は、アミンおよび第4級アンモニウム化合物、ならびに硫黄化合物の群から選択され得る。例は、ジエチルチオウレアDETUこれは、185°F約85°Cまで適切である、アルキルピリジニウムまたはキノリニウム塩、例えば、ドデシルピリジニウムブロミドDDPB、および硫黄化合物、例えば、チオウレアまたはアンモニウムチオシアネートこれらは、203~302°F約95~150°Cの範囲で適切である、ベンゾトリアゾールBZT、ベンゾイミダゾールBZI、ジブチルチオウレア、TIAと呼ばれる商品名の付いた抑制剤、ならびにアルキルピリジンである。一般に、有機酸およびキレート剤に対して最も成功した抑制剤配合は、アミン、還元型硫黄化合物、または窒素化合物アミン、第4級もしくは多官能化合物と硫黄化合物との組合せを含む。腐食抑制剤の量は、好ましくは、全流体の0.1と2体積の間、より好ましくは、0.1と1体積の間である。例えば、ギ酸、ヨウ化カリウム、塩化アンチモン、またはヨウ化銅のような腐食抑制剤強化剤の1種または複数が、添加されてもよい。1種または複数の塩が、処理流体のレオロジー特性例えば、粘度および弾性特性を変更するためのレオロジー調整剤として使用され得る。これらの塩は、有機物または無機物であり得る。適切な有機塩の例には、これらに限らないが、芳香族スルホン酸塩およびカルボン酸塩例えば、p-トルエンスルホン酸塩およびナフタレンスルホン酸塩、ヒドロキシナフタレンカルボン酸塩、サリチル酸塩、フタル酸塩、クロロ安息香酸、フタル酸、5-ヒドロキシ-1-ナフトエ酸、6-ヒドロキシ-1-ナフトエ酸、7-ヒドロキシ-1-ナフトエ酸、1-ヒドロキシ-2-ナフトエ酸、3-ヒドロキシ-2-ナフトエ酸、5-ヒドロキシ-2-ナフトエ酸、7-ヒドロキシ-2-ナフトエ酸、1,3-ジヒドロキシ-2-ナフトエ酸、3,4-ジクロロ安息香酸塩、トリメチルアンモニウム塩酸塩、およびテトラメチルアンモニウムクロリドが含まれる。適切な無機塩の例には、水溶性のハロゲン化カリウム、ナトリウムおよびアンモニウム塩例えば、塩化カリウム、および塩化アンモニウム、塩化カルシウム、臭化カルシウム、塩化マグネシウム、ギ酸ナトリウム、ギ酸カリウム、ギ酸セシウム、ならびにハロゲン化亜鉛塩が含まれる。塩の混合物もまた用いられ得るが、好ましくは、塩化物塩は塩化物塩と、臭化物塩は臭化物塩と、ギ酸塩はギ酸塩と混合されることに注意すべきである。本発明において用いられるのに適切であり得る湿潤剤には、粗トール油、酸化された粗トール油、界面活性剤、有機リン酸エステル、修飾イミダゾリンおよびアミドアミン、アルキル芳香族サルフェートおよびスルホネートなど、ならびに、これらおよび当業者によく知られているはずである類似のこのような化合物の組合せまたは誘導体が含まれる。起泡ガスは、空気、窒素または二酸化炭素であり得る。窒素が好ましい。好ましい実施形態におけるゲル化剤は、ポリマーゲル化剤である。一般的に用いられるポリマーゲル化剤の例には、これらに限定されないが、バイオポリマー、多糖、例えば、グアルゴムおよびそれらの誘導体、セルロース誘導体、ポリアクリルアミドのような合成ポリマー、ならびに粘弾性界面活性剤などが含まれる。これらのゲル化剤は、水和し、十分な濃度である場合、粘性のある溶液を生成することが可能である。水系処理流体を製造するために用いられる場合、ゲル化剤は、水性流体と一緒にされ、ゲル化剤の可溶性部分が、水性流体に溶けることによって、流体の粘度を増加させる。増粘剤には、天然ポリマーおよび誘導体、例えば、キサンタンガムおよびヒドロキシエチルセルロースHEC、または合成ポリマーおよびオリゴマー、例えば、ポリエチレングリコール[PEG]、ポリジアリルアミン、ポリアクリルアミド、ポリアミノメチルプロピルスルホネート[AMPSポリマー]、ポリアクリロニトリル、ポリビニルアセテート、ポリビニルアルコール、ポリビニルアミン、ポリビニルスルホネート、ポリスチリルスルホネート、ポリアクリレート、ポリメチルアクリレート、ポリメタクリレート、ポリメチルメタクリレート、ポリビニルピロリドン、ポリビニルラクタム、ならびに、次のコモノマー:エチレン、ブタジエン、イソプレン、スチレン、ジビニルベンゼン、ジビニルアミン、1,4-ペンタジエン-3-オンジビニルケトン、1,6-へプタジエン-4-オンジアリルケトン、ジアリルアミン、エチレングリコール、アクリルアミド、AMPS、アクリロニトリル、ビニルアセテート、ビニルアルコール、ビニルアミン、ビニルスルホネート、スチリルスルホネート、アクリレート、メチルアクリレート、メタクリレート、メチルメタクリレート、ビニルピロリドン、およびビニルラクタムのコポリマー、3元重合体、および4元重合体が含まれ得る。さらに別の増粘剤には、粘土系増粘剤、特に、ラポナイトおよび他の小繊維粘土、例えば、パリゴルスカイトアタパルジャイトおよびセピオライトが含まれる。ポリマー含有増粘剤を用いる場合、増粘剤は、流体の5重量までの量で使用され得る。適切な塩水の例には、臭化カルシウム塩水、臭化亜鉛塩水、塩化カルシウム塩水、塩化ナトリウム塩水、臭化ナトリウム塩水、臭化カリウム塩水、塩化カリウム塩水、硝酸ナトリウム塩水、ギ酸ナトリウム塩水、ギ酸カリウム塩水、ギ酸セシウム塩水、塩化マグネシウム塩水、硫酸ナトリム塩水、硝酸カリウム塩水などが含まれる。塩水には、塩の混合物もまた使用され得るが、好ましくは、塩化物塩は塩化物塩と、臭化物塩は臭化物塩と、ギ酸塩はギ酸塩と混合されることに注意すべきである。選択される塩水は、累層に適合しているべきであり、井の制御の度合いを適切にするために、十分な密度を有するべきである。所望の密度をもつようにするため、追加の塩を水源に添加して、例えば塩水を得てもよく、追加の塩を、得られた処理流体に添加してもよい。添加される塩の量は、例えば塩水の晶析温度温度が低下した時に、塩水から塩が沈殿する温度を考慮に入れて、累層との適合性に必要とされる量、例えば、粘土鉱物の安定に必要とされる量であるべきである。好ましい適切な塩水としては、海水および/または累層塩水が挙げられる。塩は、流体と累層および累層流体との適合性の関連する理由を含めて、多くの目的のために、本発明の流体に、任意選択で含められてもよい。塩が、適合性の目的で有益に用いられ得るかどうかを決めるために、適合性試験を実施して、潜在的な適合性の問題を特定してもよい。このような試験から、当業者は、本開示の助けにより、塩が、本発明の処理液体に含められるべきかどうかを決めることができるであろう。適切な塩には、これらに限らないが、塩化カルシウム、塩化ナトリウム、塩化マグネシウム、塩化カリウム、臭化ナトリウム、臭化カリウム、塩化アンモニウム、ギ酸ナトリウム、ギ酸カリウム、ギ酸セシウムなどが含まれる。塩の混合物もまた使用され得るが、好ましくは、塩化物塩は塩化物塩と、臭化物塩は臭化物塩と、ギ酸塩はギ酸塩と混合されることに注意すべきである。添加される塩の量は、例えば塩水の晶析温度温度が低下した時に、塩水から塩が沈殿する温度を考慮に入れて、累層との適合性のために要求される密度に必要とされる量、例えば、粘土鉱物の安定に必要とされる量であるべきである。塩はまた、特に180°F約82°Cを超える温度で、流体の粘度を増大させ、それを安定化させるためにも、含められ得る。本発明の処理流体に任意選択で含められ得る適切なpH制御添加剤の例は、酸組成物および/または塩基である。pH制御添加剤は、例えば特定の破砕剤の有効性を向上させ、坑井または累層に存在するどの金属の腐食も低減させるなどのために、望まれるレベルに処理流体のpHを保つために、必要であり得る。当業者は、本開示の助けにより、特定の用途にとって適切なpHを知ることができるであろう。一実施形態において、pH制御添加剤は、酸組成物であり得る。適切な酸組成物の例には、酸、酸生成化合物、およびこれらの組合せが含まれ得る。知られている如何なる酸も、本発明の処理流体での使用に適切であり得る。本発明において用いられるのに適切であり得る酸の例には、これらに限らないが、有機酸例えば、ギ酸、酢酸、炭酸、クエン酸、グリコール酸、乳酸、エチレンジアミン四酢酸EDTA、ヒドロキシエチルエチレンジアミン三酢酸HEDTAなど、無機酸例えば、塩酸、フッ化水素酸、ホスホン酸、p-トルエンスルホン酸など、およびこれらの組合せが含まれる。好ましい酸は、HClおよび有機酸である。本発明において用いられるのに適切であり得る酸生成化合物の例には、これらに限らないが、エステル、脂肪族ポリエステル、オルトエステルまた、オルトエーテルとしても知られていることがある、ポリオルトエステルまた、ポリオルトエーテルとしても知られていることがある、ポリラクチド、ポリグリコリド、ポリイプシロン-カプロラクトン、ポリヒドロキシブチレート、ポリ無水物、またはこれらのコポリマーが含まれる。誘導体および組合せもまた適切であり得る。本明細書で用いられる場合、用語コポリマーは、2種のポリマーの組合せに限定されず、ポリマーの任意の組合せ、例えば、3元ポリマーなどを含む。他の適切な酸生成化合物には、これらに限らないが、エチレングリコールモノホルメート、エチレングリコールジホルメート、ジエチレングリコールジホルメート、グリセリルモノホルメート、グリセリルジホルメート、グリセリルトリホルメート、メチレングリコールジホルメート、およびペンタエリトリトールのギ酸エステルを含めた、エステルが含まれる。pH制御添加剤は、また、流体のpHを高めるために、塩基を含み得る。通常、塩基は、混合物のpHを、約7以上に高めるために使用され得る。7以上のpHレベルを有することは、用いられている選ばれた破砕剤に、よい影響を及ぼし得るし、また、坑井または累層に存在する金属例えば、管材料、スクリーンなどのいずれの腐食も抑制し得る。さらに、7を超えるpHを有することは、また、処理流体の粘度に、より大きな安定性を付与し得るので、粘度を維持できる時間の長さが延長される。これは、特定の用途では、例えば、井の長期の制御において、また転換において、有益であり得る。本発明のゲル化剤に適合する、知られている如何なる塩基も、本発明の流体に用いることができる。適切な塩基の例には、これらに限らないが、水酸化ナトリウム、炭酸カリウム、水酸化カリウム、炭酸ナトリウム、および炭酸水素ナトリウムが含まれる。当業者は、本開示の助けにより、望まれるpHの上昇を実現するために使用され得る適切な塩基を認識し得る。ある実施形態において、処理流体は、さらなるキレート剤を任意選択で含んでいてもよい。本発明の処理流体に添加される場合、キレート剤は、水性流体に存在し得る、溶存鉄または、他の2価もしくは3価の陽イオンとキレートを生成し、望ましくない如何なる反応も起こらないようにし得る。このようなキレート剤は、例えば、このようなイオンが、ゲル化剤分子を架橋することを防ぎ得る。このような架橋は、とりわけ、それが濾過の問題、注入の問題を引き起こす可能性があり、かつ/または、その上、浸透率の問題を引き起こす可能性があるので、問題をはらみ得る。如何なる適切なキレート剤も、本発明により使用され得る。適切なキレート剤の例には、これらに限らないが、クエン酸、ニトリロ三酢酸NTA、エチレンジアミン四酢酸EDTAの任意の形、ヒドロキシエチルエチレンジアミン三酢酸HEDTA、ジエチレントリアミン五酢酸DTPA、プロピレンジアミン四酢酸PDTA、エチレンジアミン-N,N-ジヒドロキシフェニル酢酸EDDHA、エチレンジアミン-N,N-ジ-ヒドロキシ-メチルフェニル酢酸EDDHMA、エタノールジグリシンEDG、トランス-1,2-シクロヘキシレンジニトリロ四酢酸CDTA、グルコヘプトン酸、グルコン酸、クエン酸ナトリウム、ホスホン酸、これらの塩などが含まれる。ある実施形態において、キレート剤は、ナトリウムまたはカリウムの塩であり得る。通常、キレート剤は、存在し得る2価または3価陽イオンの望ましくない副次的作用を防ぐのに十分な量で存在し得るので、また、スケール抑制剤としても機能する。当業者は、本開示の助けにより、特定の用途に対して、キレート剤の適正な濃度を決めることができる。ある実施形態において、本発明の流体、および本発明のパーツキットにおける流体は、とりわけ、地下累層、さらには流体を細菌による攻撃から守るために、殺細菌剤または殺生物剤を含み得る。このような攻撃は、それらが、流体の粘度を低下させ、その結果、より劣った性能を、例えば、より劣った砂懸濁特性を生じるので、問題をはらみ得る。当技術分野において知られている如何なる殺細菌剤も、適切である。GLDAまたはサルフェートを攻撃し得る細菌に対して保護する殺生物剤および殺細菌剤が、好ましい。当業者は、本開示の助けにより、所定の用途に対する、適切な殺細菌剤、およびこのような殺細菌剤の適正な濃度を特定できるであろう。適切な殺細菌剤および/または殺生物剤の例には、これらに限らないが、フェノキシエタノール、エチルヘキシルグリセリン、ベンジルアルコール、メチルクロロイソチアゾリノン、メチルイソチアゾリノン、メチルパラベン、エチルパラベン、プロピレングリコール、ブロノポール、安息香酸、イミダゾリニジルウレア、2,2-ジブロモ-3-ニトリロプロピオンアミド、および2-ブロモ-2-ニトロ-1,3-プロパンジオールが含まれる。一実施形態において、殺細菌剤は、流体の約0.001重量から約1.0重量の範囲の量で、流体中に存在する。本発明の流体は、また、所望の時間に流体の粘度を低下させることが可能な破砕剤も含み得る。本発明の流体に適するこのような破砕剤の例には、これらに限らないが、酸化剤、例えば、亜塩素酸ナトリウム、臭素酸ナトリウム、次亜塩素酸塩、過ホウ酸塩、過硫酸塩、および、有機過酸化物を含めた過酸化物が含まれる。他の適切な破砕剤には、これらに限らないが、適切な酸および過酸化物破砕剤、トリエタノールアミン、さらには、破砕に有効であり得る酵素が含まれる。破砕剤は、そのままで、またはカプセル化して使用され得る。適切な酸の例には、これらに限らないが、塩酸、フッ化水素酸、ギ酸、酢酸、クエン酸、乳酸、グリコール酸などが含まれる。破砕剤は、本発明の処理流体に、所望の時間に、所望の粘度低下を実現するのに十分な量および形態で含められ得る。破砕剤は、望まれる場合、遅延破壊をもたらすように配合され得る。本発明の流体は、また、適切な流体損失制御添加剤も含み得る。このような流体損失制御添加剤は、本発明の流体が、破壊用途に、または、坑井からの流体の侵入に対して累層を密封するために用いられる流体に用いられる場合、特に有用であり得る。本発明の流体に適合する如何なる流体損失制御剤も、本発明において用いられるのに適している。例には、これらに限らないが、デンプン、シリカ粉末、ガス気泡エネルギーを与えられた流体、または泡、安息香酸、石鹸、樹脂粒状物、相対浸透率調整剤、分解性ゲル粒状物、流体に分散したジーゼルまたは他の炭化水素、および他の非混和性流体が含まれる。適切な流体損失制御剤の別の例は、分解性物質を含むものである。分解性物質の適切な例には、多糖、例えば、デキストランまたはセルロース;キチン;キトサン;タンパク質;脂肪族ポリエステル;ポリラクチド;ポリグリコリド;ポリグリコリド-co-ラクチド;ポリイプシロン-カプロラクトン;ポリ3-ヒドロキシブチレート;ポリ3-ヒドロキシブチレート-co-ヒドロキシバレレート;ポリ無水物;脂肪族ポリカーボネート;ポリオルトエステル;ポリアミノ酸;ポリエチレンオキシド;ポリホスファゼン;これらの誘導体;またはこれらの組合せが含まれる。ある実施形態において、流体損失制御添加剤は、約5から約2,000ポンド/流体の1メガガロン約600から約240,000g/メガリットルの量で含められ得る。ある実施形態では、流体損失制御添加剤は、約10から約50ポンド/流体の1メガガロン約1,200から約6,000g/メガリットルの量で含められ得る。特定の実施形態において、安定剤が、本発明の流体に、任意選択で含められてもよい。選択された流体の粘度が下落している場合、安定剤を含めることは、特に利点があり得る。安定剤が有益であり得る状況の1つの例は、坑井のBHT孔底温度が、破砕剤を用いないで、流体自体で流体を破砕するのに十分である場合である。適切な安定剤には、これらに限らないが、チオ硫酸ナトリウム、メタノール、ならびにギ酸塩、および塩化カリウムまたはナトリウムのような塩が含まれる。このような安定剤は、本発明の流体が、約200°F約93°Cを超える温度を有する地下累層において用いられる場合に、有用であり得る。含められる場合、安定剤は、約1から約50ポンド/流体の1メガガロン約120から約6,000g/メガリットルの量で添加され得る。スケール抑制剤は、例えば、使用される累層における累層水に流体が特に適合していない場合に、本発明の流体に添加され得る。これらのスケール抑制剤には、カルボン酸、アスパラギン酸、マレイン酸、スルホン酸、ホスホン酸、およびリン酸エステル基を有する水溶性有機分子コポリマー、3元ポリマー、グラフトコポリマーを含む、ならびにこれらの誘導体が含まれ得る。このような化合物の例には、ジエチレントリアミンペンタメチレンホスホネートのような脂肪族ホスホン酸、およびポリビニルスルホネートのようなポリマー化学種が含まれる。スケール抑制剤は、遊離酸の状態であってもよいが、好ましくは、1価-および多価陽イオン例えば、Na、K、Al、Fe、Ca、Mg、NH4の塩の状態にある。それが用いられる流体に適合性のある如何なるスケール抑制剤も、本発明での使用に適している。本発明の流体に含められ得るスケール抑制剤の適量は、約1,000ガロンの流体当たり約0.05から100ガロンすなわち、1,000リットル当たり0.05から100リットルの範囲にあり得る。砂岩累層における地下操業で一般的に用いられる、プロパント、砂利のような如何なる粒状物も、本発明において使用され得る例えば、砂、砂利、ボーキサイト、セラミック物質、ガラス物質、木材、植物および野菜物質、木の実外皮、クルミ外皮、綿実外皮、セメント、フライアッシュ、繊維状物質、複合粒状物、中空球および/または孔隙のある支持材。本開示において用いられる場合、用語粒状物は、実質的に球状の物質、偏長、繊維状、楕円形、棒状、多角形の物質例えば、立方体の物質、これらの混合物、これらの誘導物などを含めて、知られている全ての形状の物質を含むと理解されるべきである。ある実施形態において、コーティングされた粒状物が、本発明の処理流体に用いられるのに適切であり得る。多くの粒状物は、また、転換剤としての役目も果たすことに留意すべきである。さらなる転換剤は、粘弾性界面活性剤、およびin-situゲル化流体である。酸素スカベンジャーは、GLDAの熱安定性を向上させるために必要であり得る。これらの例は、サルファイトおよびエトルベートethorbateである。摩擦低下剤は、0.2volまでの量で、添加され得る。適切な例は、粘弾性界面活性剤、および大きな分子量のポリマーである。架橋剤は、Al、Fe、B、Ti、Cr、およびZrのような、ポリマーを架橋できる多価陽イオン、または、ポリエチレンアミド、ホルムアルデヒドのような有機架橋剤の群から選択され得る。スルフィドスカベンジャーは、適切には、アルデヒドまたはケトンであり得る。粘弾性界面活性剤は、アミンオキシドまたはカルボキシルブタン系界面活性剤の群から選択され得る。本発明の方法において、流体は、累層から回収され得る。より一層好ましくは、溶液の一部は、リサイクルされる。しかし、GLDAは、生分解性のキレート剤であり、全てが流れて戻ってくる訳ではないため、完全にはリサイクル可能でないことと理解する必要がある。本発明が、下の実施例によって、さらに例示される。コアフラッディング実験の一般的手順図1は、コアフラッディング装置の概略図を示す。各コアフラッディング試験に対して、1.5インチの直径、および6または20インチの長さを有する新しい1本のコアを用いた。コアを、コアホールダに据え、収縮性シールを用いて、ホールダとコアとの間の如何なる漏れも防いだ。Enerpacの手押し油圧ポンプを用いて、塩水または試験流体を、コアを通してポンプで送り、必要とされるオーバーバーデン圧overburdenpressureを加えた。予熱される試験流体の温度は、コンパクトな卓上型CSC32シリーズによって、0.1°の分解能、および±0.25フルスケール±1°Cの正確度をもって制御した。それは、K型熱電対および2つのアウトプットを用いる5A120VacSSR。1,000psiの背圧を、溶液中にCO2を保持するために加えた。背圧は、Mity-Mite背圧調節器S91-W型によって制御し、オーバーバーデン圧より300~400psi低く一定に保った。コアを跨ぐ圧力低下は、1組のFOXBORO差圧変換器IDP10-A26E21F-M1型により測定し、labviewソフトウェアによってモニターした。0~300psi、および0~1500psiの範囲をそれぞれ有する2つのゲージが取り付けられていた。コアフラッディング試験を行う前に、最初に、コアを300°Fのオーブンで乾燥し、秤量した。次に、コアに、2,000psiのオーバーバーデン圧および1,000psiの背圧で、5wtのNaCl塩水を十分に染み込ませた。孔隙容積を、乾燥後と飽和させた後のコアの重量差÷塩水密度から計算した。処理の前後のコア浸透率を、孔隙のある媒体におけるニュートン流体の直線状の定常層流に対するダルシーの式:K=122.81qμL/ΔpD2を用い、圧力低下から計算した。ここで、Kは、コアの浸透率mdであり、qは流量cm3/minであり、μは、流体の粘度cPであり、Lは、コアの長さインチであり、Δpは、コアを跨ぐ圧力低下psiであり、Dは、コアの直径インチである。コアフラッディング試験の前に、少なくとも3時間、必要とされる試験温度にコアを予熱した。実施例では、15wtのHCl、ならびにHEDTAおよびGLDAともに0.6Mで、pH約4または7を有するの溶液を、150約66°Cならびに300°F約149°C、および5cm3/minで、Berea、およびBandera砂岩コアでのこれらのキレート剤の機能を確認するために、Berea、および/またはBandera砂岩コアで調べた。HEDTAおよびGLDAは、AkzoNobelFunctionalChemicalsBVから入手した。MGDAは、BASFCorporationから入手した。下の表1は、ともに砂岩累層の鉱物組成を示す。HCl、GLDA、MGDA、およびHEDTA溶液によるBerea砂岩の刺激図2は、Berea砂岩コアを用い、300°F約149°Cおよび5cm3/minで、0.6MのHEDTApH=4、および0.6MのGLDApH=4でのコアを跨ぐ、規格化圧力低下を示す。キレート剤はどちらも、ほとんど同じ傾向を示す。2PVporevolume、孔隙容積を注入した後、GLDAは、HEDTAより適合性がありHEDTAを用いるこの段階で、細粒のいくらかの移動があったことが疑われる、5PVを注入した後、規格化圧力低下は、2つのキレート剤で同じであった。これらの結果に基づいて、pH4でのHEDTA、およびGLDAはともに、Berea砂岩コアに適合していると結論できる。図3は、Berea砂岩における、15wtのHCl、ならびにpH4の0.6MのHEDTA、0.6MのMGDA、0.6MのGLDAに対する浸透率比最終コア浸透率/初期コア浸透率を示す。浸透率比は、GLDAで1.70、HEDTAで1.25、MGDAで0.9、およびHClで0.9であり、低pHでBerea砂岩コアを刺激することにおける、HEDTA、MGDA、およびHClを凌ぐGLDAの向上した能力を示す。図4は、Berea砂岩において、同一の条件下に、0.6MのGLDAと0.6MのHEDTAの浸透率比を比較する。条件pH=3.8または6.8、温度=150または300°Fにかかわらず、GLDAで刺激した後の浸透率比は、HEDTAで刺激した後より、著しく良好である。流出試料の分析は、HEDTAとGLDAとの主な違いは、溶けているマグネシウムおよびアルミニウムの量であることを示した。pH=3.8、150°Fで、GLDAは、HEDTAに比べて、2倍を超える量のアルミニウムを、また3倍を超える多さのマグネシウムを溶かす。これは、GLDAが、砂岩コア内部の炭酸カルシウムに作用するだけでなく、ドロマイト、および、驚くべきことに、粘土アルミノケイ酸塩にもまた作用することを示す。HClとは対照的に、GLDAと粘土との相互作用は、浸透率の低下ではなく、浸透率の向上につながる。図5は、5cm3/min、および300°Fで、0.4M、0.6M、および0.9MのGLDA/pH4で処理したBerea砂岩コアに対する浸透率比を示す。0.6Mの濃度でのGLDAは、0.9Mの濃度とほぼ同じ浸透率の向上を生じた。Berea砂岩コアは、溶ける炭酸塩を多くは含まないので3wtの方解石およびドロマイト、濃度を0.9Mに増やす必要がない。0.4Mの濃度で、GLDAは、その低い濃度では低い溶解能力を有するので、0.6Mに比べて少ない浸透率の向上を生じた。図6は、5cm3/min、および300°Fで、0.4M、0.6M、および0.9MのGLDA/pH11によって処理したBerea砂岩コアに対する浸透率比を示す。pH4のGLDAの場合におけるものと類似の結果を得たが、0.4から0.6MへのGLDA/pH11の濃度の増加は、浸透率比においてほとんど同じ向上を生じた。HCl、HEDTA、MGDA、およびGLDA溶液によるBandera砂岩コアの刺激図7は、Bandera砂岩における、15wtのHCl、ならびにpH4の0.6MのHEDTA、0.6MのMGDA、および0.6MのGLDAに対する浸透率比最終コア浸透率/初期コア浸透率を示す。GLDAに対する浸透率比は1.96、HEDTAで1.17、MGDAで1、HClでは、わずか0.18であった。明らかに、GLDAは、pH4で、HEDTAまたはMGDAより多くのカルシウムを溶かし、Banderaコア浸透率を、HEDTAまたはMGDAによるより、大きく向上させた。明らかに、HClは、反応条件でHClに不安定であると思われる粘土のために、Bandera砂岩コアに損傷を生じさせることが見出された。このように、300°F約149°Cで、低pH値4のGLDAは、BereaおよびBandera砂岩コアの両方で、HEDTAまたはMGDAより良好に働くことを示した。pH4でのGLDAは、HEDTAが向上させたよりも、Berea砂岩コアで1.4倍大きく、Bandera砂岩コアの場合には1.7倍大きく、コア浸透率を向上させ、他方、MGDAは、これらのコアのいずれにおいても、浸透率を向上させなかった。これは、GLDAが、HEDTAまたはMGDAよりも、砂岩コアを刺激するための、より適切なキレート剤であることを示す。HClで見出された浸透率の結果は、HEDTAまたはMGDAでのものより、一層劣っており、GLDAは、両方のコアにおいて、HClよりずっと良好に働いた。ガラスビーカーを、下の表2に示す400mlのキレート剤溶液すなわち、約pH3.6の約20wtの一ナトリウム塩で満たした。このビーカーを、BurtonCorblinの1リットルのオートクレーブに入れた。ビーカーとオートクレーブとの間の隙間を、砂で満たした。2枚の清浄なCr13鋼UNSS41000鋼の切り取り試片を、PTFEのひもでオートクレーブの蓋に取り付けた。切り取り試片は、イソプロピルアルコールで洗浄し、試験の前に秤量した。オートクレーブは、少量のN2で3回、パージした。次に、加熱を開始し、または、高圧実験の場合には、最初に圧力をN2によりおよそ1,000psiにした。149°Cの温度に到達した後、6時間のタイマーを直ちにスタートさせた。149°Cで6時間後に、オートクレーブを、冷たい水道水により、およそ10分で、<60°Cに、素早く冷却した。<60°Cに冷却した後、オートクレーブを減圧し、鋼の切り取り試片を、キレート溶液から取り出した。切り取り試片は、それらを洗浄するために、少量の水およびイソプロピルアルコールでフラッシングした。切り取り試片を再び秤量し、キレート溶液は、保存しておいた。表3のスキームにおいて、13Cr鋼切り取り試片UNSS41000の腐食研究の結果を、様々な溶液について示す。149°Cおよび圧力1,000psiでのHEDTApH3.7の腐食度は、MGDApH3.8より著しく大きく、GLDApH3.5に比べて極めて大きい。149°Cおよび圧力1,000psiでのHEDTApH3.7およびMGDApH3.8のいずれの腐食度も、石油およびガス業界において一般に受け入れられている限界値の0.05ポンド/平方フィート6時間の試験時間より大きく、これは、それらが、この業界で使用されるには、腐食抑制剤を必要とすることを意味する。MGDAは、HEDTAより著しく良好であるので、それは、この実施例の条件に則して使用される場合、前記の用途において使用が許容されるために、はるかに少ない量の腐食抑制剤しか必要としない。149°C300°Fでの13Cr鋼ステンレス鋼S410、UNS41000に対するGLDAの6時間腐食は、石油およびガス業界において一般に受け入れられている限界値の0.05ポンド/平方フィートより著しく少ない。こうして、この分野において、腐食抑制剤を添加する必要なしに、GLDAを使用することが可能であると結論できる。実施例6に記載の方法に従って、陰イオン界面活性剤および/または腐食抑制剤を用いる腐食試験を実施した。界面活性剤であるWitconateNAS-8を、水湿潤陰イオン界面活性剤の群から選択した。WitconateNAS-8は、36の1-オクタンスルホン酸ナトリウム塩、60の水、および4の硫酸ナトリウムからなる。Armohib31は、石油およびガス業界で広く用いられる腐食抑制剤のグループを代表し、アルコキシル化脂肪アミン塩、アルコキシル化有機酸、およびN,N’-ジブチルチオウレアからなり、100の活性成分を有する。腐食抑制剤および陰イオン界面活性剤は、AkzoNobelSurfaceChemistryから入手できる。図8は、GLDAとHEDTAとの間の腐食挙動の違いを明瞭に示している。添加剤なしで、GLDAは、腐食を示さないのに対して、HEDTAの腐食度は、0.2787ポンド/平方フィートであり、これは、一般に受け入れられている限界の0.05ポンド/平方フィートを、はるかに超える。腐食抑制剤の添加で、HEDTAおよびGLDAの腐食度は、似通ったものとなる。陰イオン界面活性剤の添加により、GLDAで0.7490ポンド/平方フィート、HEDTAで0.9592ポンド/平方フィートの許容されない腐食度まで、腐食度が増加し、この陰イオン界面活性剤自体の腐食性を示している。0.5volの腐食抑制剤および6volの陰イオン界面活性剤の両方がHEDTAと一緒にされた時に、腐食度は、0.2207ポンド/平方フィートまで低下するが、これは、まだ、はるかに大きすぎる。対照的に、同じ条件下に、GLDAの腐食度は、許容される腐食度まで低下し、この合金metallurgyに対するGLDAの驚くべき穏やかな特性を示している。腐食抑制剤の量が1.5volまで増やされた時ですら、HEDTAの腐食度は、許容される腐食度より、まだ3倍も大きい。GLDAでは、腐食抑制剤の量が1.5volまで増やされた時に、腐食度は増加し、これらの条件下での最適な腐食抑制剤濃度が、ほぼ0.5volであることを示しており、これは、HEDTAで必要とされる量より著しく少ない。陰イオン界面活性剤の濃度の影響を調べるために、実施例6に記載の方法に従って、実施例7に記載の腐食抑制剤および陰イオン界面活性剤を用い、さらなる腐食実験を行った。図9は、1.5volのArmohib31、および2から6volのWitconateNAS-8を用いた、HEDTAとGLDAとの腐食度の間の比較を示す。腐食抑制剤の量は、許容限界の0.05ポンド/平方フィート未満の腐食度を実現するように最適化されなかったが、図9は、GLDAが、同じ条件下で、特に、低い界面活性剤濃度で、HEDTAより、著しく低い腐食性であることを明瞭に示す。許容される腐食度を得るための最適な腐食抑制剤濃度は、HEDTAでは1.5volより大きいが、GLDAでは1.5volより小さいと思われることが認められた。コアを石油で飽和させることの影響を、300°Fで調べた。最初に、コアを水で飽和させ、次いで、0.1cm3/minで、石油によりフラッシングし、孔隙容積の3倍の石油をコアに注入し、その後、コアを200°Fのオーブンに24時間、および15日間、放置した。Swiにて石油で飽和したコアでのコアフラッディング実験は、それらを、2cm3/minの注入速度および300°Fで、0.6MのGLDAにより処理することによって行った。pH4で0.6MのGLDAにより処理したIndianaコアは、22cm3の孔隙容積を有し、コアを石油でフラッシングした後の残留水は5cm3であったSwi=0.227。コアを15日間浸し、次いで、それを、300°Fおよび2cm3/minで、水によりフラッシングした後、6cm3のみの石油を回収し、残留石油の容積は10cm3であったSor=0.46;これは、石油に濡れるコアであることを示す、孔隙容積の大きなフラクションである。GLDAにより処理したコアに対する、ブレークスルーまでの孔隙容積PVbtは、水で飽和したコアでは3.65PV、石油で飽和したコアでは3.10PVであった。コアにおける石油の存在は、4のpHで0.6MのGLDAにより処理したコアに対するPVbtを低下させ、このように、有力なワームホールを生じることによって、GLDAの性能は、石油で飽和したコアにおいて向上した。性能における向上は、GLDAとの反応に曝される接触面積の低下に帰すことができる。2DCTスキャン画像は、ワームホールの直径が、コアを石油または水で飽和させることによって影響されないことを示した。この実施例は、GLDAが、水にと同じように、石油にも適合性があることを例示する。GLDAの性能への、石油および水によりコアを飽和させることの影響を、実施例9に記載の方法を用い、調べた。コアフラッディング実験において、pH4の0.6MのGLDA溶液を、5cm3/minおよび300°Fで用いた。PVbtは、水で飽和したコアでは4PVであった。コアフラッディング実験を、石油で飽和したコアを用い、同じ溶液で繰り返し、再び、石油で飽和したコアの場合に、4PVのPVbtを得た。これは、やはり、GLDAが、水にと同じように、石油にも適合性があることを証明している。"