ТЕХНОЛОГИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАКИСЛЯЮЩЕГО ЭМУЛЬГИРУЮЩЕГО АГЕНТА ДЛЯ НЕПРЕРЫВНО СМЕШИВАЕМЫХ ЭМУЛЬГИРУЕМЫХ КИСЛЫХ СИСТЕМ

1. Закисляющий флюид для стимуляции скважин, содержащий эмульсию с масляной наружной фазой из
i. углеводородного базового флюида,
ii. закисляющего агента и
iii. поверхностно-активного агента, содержащего
1) имидное соединение, являющееся продуктом реакции между
a) гидрокарбил-замещенным ацилирующим агентом и
b) азотсодержащим соединением, в котором имеется атом азота, способный взаимодействовать с указанным гидрокарбил-замещенным ацилирующим агентом, содержащим по меньшей мере одно из следующих соединений:
(А) соединение, описываемое формулой
(В) соединение, описываемое формулой
(С) смеси (А) или (В) и
2) углеводородный растворитель.
2. Флюид для стимуляции скважин по п. 1, в котором закисляющий агент дополнительно содержит дополнительные добавки, такие как ингибитор кислотной коррозии, усилитель кислотной коррозии, регулятор содержания железа, поглотитель сероводорода, кислотный желирующий агент, понизитель трения, ингибитор образования отложений, агент для стабилизации глин и другие поверхностно-активные агенты.
3. Флюид для стимуляции скважин по п. 2, в котором закисляющий агент содержит неорганическую кислоту, органическую кислоту или их комбинацию.
4. Флюид для стимуляции скважин по п. 3, в котором закисляющий агент содержит соляную кислоту (HCl), плавиковую кислоту (HF), аминосульфоновую кислоту, гидрохлорид мочевины, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, лимонную кислоту, молочную кислоту, гликолевую кислоту или их комбинации.
5. Флюид для стимуляции скважин по любому из предыдущих пунктов, в котором количество кислоты составляет от около 55% до около 90% (по объему) относительно суммарного объема флюида для стимуляции скважин.
6. Флюид для стимуляции скважин по любому из предыдущих пунктов, в котором гидрокарбильный заместитель гидрокарбил-замещенного ацилирующего агента имеет среднечисленную молекулярную массу от около 100 до около 5000.
7. Флюид для стимуляции скважин по любому из предыдущих пунктов, в котором гидрокарбильный заместитель гидрокарбил-замещенного ацилирующего агента содержит полиолефин.
8. Флюид для стимуляции скважин по п. 7, в котором полиолефин является полиизобутиленом.
9. Флюид для стимуляции скважин по любому из предыдущих пунктов, в котором ацилирующий агент гидрокарбил-замещенного ацилирующего агента содержит фумаровую кислоту, итаконовую кислоту, малеиновую кислоту или их комбинации.
10. Флюид для стимуляции скважин по любому из предыдущих пунктов, в котором гидрокарбил-замещенный ацилирующий агент является (полиизобутенил)-янтарным ангидридом или (полиизобутенил)-янтарной кислотой.
11. Флюид для стимуляции скважин по любому из предыдущих пунктов, в котором азотсодержащее соединение содержит алифатический гидрокарбиламин.
12. Флюид для стимуляции скважин по любому из предыдущих пунктов, в котором азотсодержащее соединение содержит диметиламинопропиламин.
13. Флюид для стимуляции скважин по любому из предыдущих пунктов, в котором углеводородный базовый флюид содержит по меньшей мере одно из следующего: неочищенную нефть, дизельное топливо (включая биодизельное топливо), бензин, ксилол или какой-то другой углеводородный флюид, как, например керосин, ксилол, d-лимонен, нафту или лигроиновый растворитель, например уайт-спирит, четыреххлористый углерод, или их комбинации.
14. Флюид для стимуляции скважин по любому из предыдущих пунктов, в котором углеводородный базовый флюид содержит эмульгирующий поверхностно-активный агент, а также включает дополнительные добавки, такие как загуститель, понизитель трения, замедлитель парафиноотложения или диспергирующий агент, а также другие поверхностно-активные агенты.
15. Флюид для стимуляции скважин по любому из предыдущих пунктов, в котором углеводородный растворитель содержит по меньшей мере одно из следующего: неочищенную нефть, дизельное топливо (включая биодизельное топливо), бензин, ксилол или какой-то другой углеводородный флюид, как, например керосин, ксилол, d-лимонен, нафту или лигроиновый растворитель, например уайт-спирит, четыреххлористый углерод, или их комбинации.
16. Флюид для стимуляции скважин по любому из предыдущих пунктов, в котором концентрация поверхностно-активного агента в углеводородном флюиде составляет от около 0,01% (по объему) до около 2% (по объему).
17. Флюид для стимуляции скважин по любому из предыдущих пунктов, в котором отношение имид:углеводородный растворитель в поверхностно-активном агенте составляет от около 1:1 до около 1:0.
18. Способ эмульгирования закисляющего агента в углеводородном флюиде, включающий следующие этапы:
а) добавление к углеводородному флюиду поверхностно-активного агента, содержащего
i. имидное соединение, являющееся продуктом реакции между
1) гидрокарбил-замещенным ацилирующим агентом и
2) азотсодержащим соединением, в котором имеется атом кислорода или азота, способный взаимодействовать с указанным гидрокарбил-замещенным ацилирующим агентом, содержащим по меньшей мере одно из следующих соединений
(А) соединение, описываемое формулой
(В) соединение, описываемое формулой
(С) смеси (А) или (В) и
ii. углеводородный растворитель, и
b) добавление закисляющего агента к углеводородному флюиду.
19. Способ эмульгирования кислоты по п. 18 в углеводородном флюиде, дополнительно включающий этап смешивания углеводородного флюида, содержащего поверхностно-активный агент, и закисляющего агента.
20. Способ эмульгирования кислоты по п. 18 в углеводородном флюиде, дополнительно включающий этап смешивания углеводородного флюида, содержащего поверхностно-активный агент, и закисляющего агента за промежуток времени менее 60 секунд.
21. Способ эмульгирования кислоты по п. 18 в углеводородном флюиде, в котором поверхностно-активный агент добавляют «на лету» в ходе рабочего процесса.
22. Способ стимуляции скважины, включающий
а) получение флюида для стимуляции скважин по любому из пп. 1-13, и затем
b) закачивание флюида для стимуляции скважин в данную скважину.
23. Способ по п. 22, осуществляемый при температуре на дне скважины до 500°F.
24. Способ по любому из пп. 22 и 23, в котором скважина содержит карбонатную породу.
25. Способ по любому из пп. 22-24, дополнительно включающий этап добавления в скважину агента, увеличивающего вязкость.