"グルタミン酸N,N-二酢酸またはその塩GLDAを含む流体を累層に導入することを含む、イライト含有累層の処理方法。累層がイライト含有砂岩累層である、請求項1に記載のイライト含有累層の処理方法。流体が、流体の全重量に対して5と30wtの間のGLDAを含む、請求項1または2に記載の方法。pHが3.5と13の間である、請求項1から3のいずれか一項に記載の方法。温度が77と400°F約25と149°Cの間である、請求項1から4のいずれか一項に記載の方法。流体が溶媒として水を含む、請求項1から5のいずれか一項に記載の方法。流体が、スラッジ防止剤、界面活性剤、腐食抑制剤、相互溶媒、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さらなる添加剤を追加的に含む、請求項1から6のいずれか一項に記載の方法。界面活性剤が非イオンまたは陰イオン界面活性剤であり、累層がイライト含有砂岩累層である、請求項7に記載の方法。界面活性剤が非イオンまたは陽イオン界面活性剤であり、累層がイライト含有炭酸塩累層である、請求項7に記載の方法。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7から9のいずれか一項に記載の方法。腐食抑制剤が、全流体の0.1から2体積の量で存在する、請求項7から10のいずれか一項に記載の方法。相互溶媒が、全流体の1から50wtの量で存在する、請求項7から11のいずれか一項に記載の方法。グルタミン酸N,N-二酢酸またはその塩GLDA、腐食抑制剤、および界面活性剤を含む流体。界面活性剤の量が、全流体体積の、0を超え2体積までである、請求項13に記載の流体。腐食抑制剤の量が、全流体体積の、0を超え2体積までである、請求項13または14に記載の流体。界面活性剤の量が、全流体の0.1~2体積である、請求項13から15のいずれか一項に記載の流体。腐食抑制剤の量が、全流体の0.1~2体積である、請求項13から16のいずれか一項に記載の流体。界面活性剤が非イオンまたは陽イオン界面活性剤であり、イライト含有炭酸塩累層の処理に用いられるのに適する、請求項13から17のいずれか一項に記載の流体。界面活性剤が非イオンまたは陰イオン界面活性剤であり、イライト含有砂岩累層の処理に用いられるのに適する、請求項13から17のいずれか一項に記載の流体。本発明は、イライトをHClで処理することによって生じる、イライトの劣化生成物に付随する上記の不都合の多くが避けられ、HEDTAが使用される方法に比べて、さらなる改善を示す方法を提供することを目的とする。GLDAが使用されるマトリックスアシダイジングステップで流体を用いる時、上記の不都合は、顕著な程度に避けられ、浸透率の達成におけるさらなる改善が見られることが見出された。それゆえに、本発明は、グルタミン酸N,N-二酢酸またはその塩GLDAを含む流体を累層に導入することを含む、イライト含有累層の処理方法を提供する。さらに、本発明は、グルタミン酸N,N-二酢酸またはその塩GLDA、腐食抑制剤、および界面活性剤を含む流体を提供し、この流体は、上記の方法において使用できる。一実施形態におけるイライト含有累層は、イライト含有炭酸塩累層またはイライト含有砂岩累層であってよく、好ましい実施形態では、イライト含有砂岩累層である。一実施形態において、累層におけるイライトの量は、累層の全重量に対して、0.5wtと50wtの間であり、好ましくは、1wtと30wtの間である。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/またはガスの産出を増加させることを可能にするために、流体で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。驚くべきことに、GLDAは、HClをベースとした酸性処理流体での場合のように、累層におけるイライトを劣化させて多くの小粒子を生じることのないことが見出された。GLDAは、累層における炭酸カルシウムに、はるかに高い選択性をもって作用し、この炭酸塩物質を溶解し、全く影響を受けないままイライトを残す。したがって、本発明の方法を用いる時、多くの細粒によって引き起こされる不都合これは、生成する流体に懸濁した粒子が杭井近くの孔隙口を埋め、そうして井の生産性を低下させる細粒移動に主に関係するは、大部分、避けることができる。細粒によって生じる損傷は、通常、杭井の3から5フィート[1から2m]の半径の範囲内にあるが、また、砂利充填仕上げにおいても起こり得る。さらに、本発明の方法は、累層の浸透率を向上させる。GLDAは、流体の全重量に対して、好ましくは、5と30wtの間、より好ましくは、10と30wtの間、より一層好ましくは、10と20wtの間の量で用いられる。本発明の方法は、好ましくは、35と400°F約2と204°Cの間、より好ましくは、77と400°F約25と204°Cの間の温度で実施される。より一層好ましくは、流体は、それらが、望まれる効果を最もよく達成する温度で用いられ、これは、77と300°F約25と149°Cの間、最も好ましくは、150と300°F約65と149°Cの間の温度を意味する。本発明の方法は、好ましくは、大気圧と破壊圧力との間の圧力で実施され、ここで、破壊圧力は、それを超える圧力では、流体の注入が、累層に流体力学的破壊を引き起こすと思われる圧力と定義される。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、他の成分の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。一実施形態において、本発明の流体および本発明の方法で用いられる時の流体のpH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、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、相互溶媒、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。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。流体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。界面活性剤は、当技術分野において知られているどのような界面活性剤であってもよく、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、イライト含有砂岩累層に対しては、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、イライト含有累層が砂岩累層である場合、陰イオン性である。イライト含有累層が炭酸塩累層である場合、界面活性剤は、好ましくは、非イオン性または陽イオン性であり、より一層好ましくは、陽イオン性である。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。陽イオン界面活性剤には、第4級アンモニウム化合物例えば、トリメチルタローアンモニウムクロリド、トリメチルココアンモニウムクロリド、これらの誘導体、およびこれらの組合せが含まれ得る。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/または累層塩水をが挙げられる。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イライト含有量に適合する量での、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得る。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。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により、利点を得ることができる。同時に、流体は、高圧で使用され得る。しばしば、流体は、加圧下に、累層へポンプ輸送される。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。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。砂岩または炭酸塩でコアフラッディング試験を行う前に、最初に、コアを300°Fまたは250°Fのオーブンで乾燥し、秤量した。次に、砂岩コアに、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、他方、炭酸塩コアには、1,500psiのオーバーバーデン圧および500psiの背圧で、水を十分に飽和させた。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,MGDA、およびGLDA全て、0.6Mで、pH4を有するの溶液を、300°F約149°Cおよび5cm3/minで、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、Bandera、Kentucky、およびScioto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、砂岩累層の鉱物組成を示す。実施例1HCl、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、0.6MのMGDApH=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。HEDTAおよびGLDAは、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。MGDAは、異なる挙動を示す。圧力の増加は観察されず、岩石成分の溶解のために粘度が増加しなかったこと、および、イライトとの相互作用が存在しなかったことを示す。これらの結果に基づいて、pH4でのHEDTA、MGDA、およびGLDAは、全て、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、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。浸透率比は、GLDAで1.74、HEDTAで1.24、HClおよびMGDA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。実施例2HCl、HEDTA、MGDA、およびGLDA溶液によるBandera砂岩コアの刺激図4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。浸透率比は、GLDAで1.96、HEDTAで1.17、MGDAで1.0、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コア浸透率は、HEDTAまたはMGDAによるより、大きく向上した。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た。MGDAは、Berea砂岩に、累層損傷を生じさせ、Bandera砂岩を向上も損傷もさせなかったが、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、一層劣っていた。砂岩コアでは、GLDAは、HClよりはるかに良好に、また、HEDTAまたはMGDAよりも良好に働くと結論された。実施例3GLDA溶液による、増加したイライト含有量を有する砂岩コアの刺激図5は、増加するイライト含有量を有する砂岩における、pH4で0.6MのGLDAの浸透率比最終コア浸透率/初期コア浸透率を示す。4つの全ての砂岩コアでの浸透率比は、Kentucky砂岩でのようにイライト含有量が18である場合ですら、1.60と1.96の間にある。浸透率におけるこの安定した増加は、明らかに、GLDAがイライトに極度に適合していることを示しており、これらの結果は、砂岩におけるGLDA可溶物の量にのみ依存していると考えられる。実施例4実施例2を、異なる出所の岩石に由来する新しいBandera砂岩コアで繰り返した。岩石は天然物であるため、組成は、前に試験したBanderaコアとは異なる、すなわち、GLDA可溶物の量が、実施例2および3において試験したBandera砂岩より、いくらか多い。結果として、浸透率比の絶対数は、前に示した実施例でのものと異なる。結果は、図6に示され、GLDAは、広い範囲の温度およびpH条件下に、Bandera砂岩の浸透率を、かなり向上させることを、明瞭に示す。最もよい結果は、低pH、すなわち、pH=4で得られた。実施例5実施例2を、イライト含有炭酸塩コア、ならびにpH=4で0.6MのGLDAに加えて、陽イオン界面活性剤0.2volのArquadC-35もまた含む流体、およびpH=4で0.6MのGLDAに加えて、陽イオン界面活性剤0.2volのArquadC-35および腐食抑制剤0.1volのArmohib31の両方もまた含む流体を用いて、繰り返した。陽イオン界面活性剤であるArquadC-35は、35のココトリメチルアンモニウムクロリド、および水からなる。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る。腐食抑制剤および陽イオン界面活性剤は、AkzoNobelSurfaceChemistryから入手できる。炭酸塩コアの浸透率は、GLDAおよび陽イオン界面活性剤でコアを処理した後、GLDA単独に比べた時に、向上を示す。浸透率比は、GLDAに陽イオン界面活性剤および腐食抑制剤を加えた組合せで処理した後では、一層大きく、これらの3つの成分を組み合わせることの相乗効果を示す。結論として、GLDAに陽イオン界面活性剤および腐食抑制剤を加えて組み合わせると、浸透率において、したがって石油またはガス井の産出に、最もよい結果が得られ、同時に、それは、高い温度および圧力の下げ孔条件下でさえ、腐食に対して設備を保護する。"