СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПОДЗЕМНЫХ ПЛАСТОВ

1. Способ обработки повреждения пласта месторождения в подземном пласте месторождения, в котором повреждение пласта вызвано следующими причинами: фильтрационными корками буровых флюидов на масляной основе, фильтрационными корками буровых флюидов на водной основе, нефтепромысловыми отложениями, асфальтеном, парафином, воском, резьбовой смазкой, эмульсией или водяным блоком, причем этот способ включает в себя:
(a) введение в подземный пласт месторождения флюида для обработки, содержащего воду и, по меньшей мере, одно из следующих соединений (I) циклодекстрина или (II) крахмала с ферментом, способным генерировать циклодекстрин из крахмала, а также
(b) создание условий флюиду для обработки для устранения повреждения пласта.
2. Способ по п.1, в котором флюид для обработки дополнительно содержит, по меньшей мере, один дополнительный компонент, выбранный из предшественника органической кислоты, кислоты, хелатирующего агента и предшественника хелатирующего агента.
3. Способ по п.2, в котором предшественник органической кислоты представляет собой сложный эфир, лактон, ангидрид, ортоэфир, полиэфир или полиортоэфир.
4. Способ по п. 2 или 3, в котором предшественник органической кислоты представляет собой предшественник органической кислоты, который гидролизуется в подземном пласте месторождения, с образованием, по меньшей мере, одной из кислот: муравьиной кислоты, уксусной кислоты, гликолевой кислоты, молочной кислоты и глюконовой кислоты.
5. Способ по любому из пп. 2-4, в котором флюид для обработки содержит как предшественник органической кислоты, так и катализатор, способный увеличить скорость гидролиза предшественника органической кислоты.
6. Способ по п.5, в котором катализатор представляет собой фермент, неферментный катализатор или соль карбоновой кислоты.
7. Способ по любому из пп. 2-6, в котором дополнительный кислотный компонент представляет собой минеральную кислоту или органическую кислоту.
8. Способ по п.7, в котором неорганическая кислота представляет собой соляную кислоту.
9. Способ по п.7, в котором органическая кислота представляет собой муравьиную кислоту, уксусную кислоту, гликолевую кислоту или молочную кислоту.
10. Способ в соответствии с любым из пп. 2-9, в котором хелатирующие агенты включают нитрилотриуксусную кислоту (NTA), этилендиаминтетрауксусную кислоту (EDTA), транс-1,2-диаминоциклогексан- N,N,N',N',-этилендиаминтетрауксусной кислоты моногидрат (CDTA), диэтилентриаминпентауксусную кислоту (DTPA), диоксаоктаметилендинитрилтетрауксусную кислоту (DOCTA), гидроксиэтилэтилендиаминацетилацетоуксусную кислоту (HEDTA), триэтилентетрамингексауксусную кислоту (TTHA), транс-1,2-диаминоциклогексанэтилендиаминтетрауксусную кислоту (DCTA), глутаминовую кислоту N,N-диуксусной кислоты (GLDA) или метилглицин N,N-диуксусной кислоты (MGDA).
11. Способ по любому из пп. 2-10, в котором предшественник хелатирующего агента представляет собой сложный эфир хелатирующего агента, амид хелатирующего агента или ангидрид хелатирующего агента.
12. Способ по п.11, в котором указанный сложный эфир, амид или ангидрид представляет собой сложный эфир, амид или ангидрид хелатирующего агента, выбранного из малоновой кислоты, щавелевой кислоты, янтарной кислоты, этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА), нитрилуксусной (NTA), лимонной кислоты, гликолевой кислоты, глутаминовой кислоты N,N-диуксусной кислоты (GLDA) и метилглицина N,N-диуксусной кислоты (MGDA).
13. Способ по пп. 2-12, в котором, по меньшей мере, один дополнительный компонент растворяет материал, присутствующий в подземном пласте месторождения.
14. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором флюид для обработки вводят в подземный пласт месторождения через ствол скважины, который проходит в пласт.
15. Способ по любому из предыдущих пунктов, который включает введение флюида для обработки в подземный пласт месторождения через буровую колонну, через систему гибких труб или путем закачки флюида под давлением.
16. Способ по любому из предыдущих пунктов, который предусматривает увеличение производительности или скорости нагнетания в скважины, пробуренных в подземном пласте месторождения.
17. Способ по любому из предыдущих пунктов, который представляет собой способ удаления фильтрационной корки.
18. Способ по п.17, в котором фильтрационные корки представляют собой фильтрационные корки, образовавшиеся в результате бурения с буровым флюидом на масляной основе или с буровым флюидом на основе обратной эмульсии или бурового флюида на основе синтетического масла.
19. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором удаляют фильтрационную корку, образованную в ходе заканчивания скважины, предусматривающего задержку песка.
20. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором фермент, способный генерировать циклодекстрин из крахмала, является ферментом циклодекстрингликозилтрансферазой.
21. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором циклодекстрин образуется из крахмала во флюиде для обработки, до и/или после введения флюида для обработки в подземный пласт месторождения, с применением фермента циклодекстрингликозилтрансферазы.
22. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором флюид для обработки дополнительно содержит один или более смешивающихся с водой соединений или взаимных растворителей.
23. Способ по любому из предшествующих пунктов и, главным образом, как описано выше в данном документе.
24. Применение циклодекстрина для устранения повреждения пласта в подземном пласте месторождения, в котором нарушение эксплуатационных качеств пласта месторождения вызвано следующими причинами: фильтрационными корками буровых флюидов на масляной основе, фильтрационными корками буровых флюидов на водной основе, нефтепромысловыми отложениями, асфальтеном, парафином, воском, резьбовой смазкой, эмульсией или водяным блоком.