Жидкости для обработки скважин, включающие смешанные альдегиды

1 Техническая область, изобретения Данное изобретение относится к способам возбуждения углеводородных скважин и, в частности, к кислотным жидкостям и способам применения таких жидкостей при обработке подземной геологической формации (пласта) с низкой проницаемостью. Предпосылки изобретения Углеводороды (нефть, природный газ и т.д.) добывают из подземной геологической формации (то есть нефтеносного или газоносного пласта) бурением скважины, которая проходит через формацию, несущую углеводород. Для повышения сетевой проницаемости (netpermeability) нефтеносного или газоносного пласта производители углеводородов используют методы возбуждения. Методы возбуждения включают: (1) закачку химических веществ в ствол скважины для взаимодействия с повреждением (например, окалиной в стволе скважины) и для растворения повреждения); (2) закачку химических веществ через ствол скважины в формацию для взаимодействия с формацией и растворения небольших порций формации с образованием альтернативных путей проникновения для потока углеводорода (то есть не удаление повреждения, а направление движения потока нефти вокруг повреждения); или (3) закачку химических веществ через ствол скважины в формацию под давлением, достаточным для фактического разрыва пласта, и создание таким образом большого протока, через который углеводород может легко перемещаться из формации в ствол скважины. Данное изобретение относится, главным образом, к первому и второму из этих трех методов, хотя оно может также применяться и в третьем методе. Таким образом, данное изобретение относится к способам повышения производительности углеводородных скважин (например, нефтяных или газовых скважин) созданием альтернативных путей проникновения потока посредством растворения небольших частей формации или удалением (растворением) повреждения пласта вблизи ствола скважины или окалины в стволе скважины. Вообще говоря, для этих целей полезны кислоты или жидкости на основе кислот, благодаря их способности растворять как минеральные вещества формации, и загрязнения (например, покрытие в стволе скважины,образованное из бурового раствора или проникшее через формацию), которые вводились в ствол скважины/формацию в процессе бурения или во время ремонтных работ. Агентами, наиболее часто используемыми в кислотной обработке скважин, являются минеральные кислоты,такие как соляная кислота (НСl) и/или фтористо-водородная кислота (HF). В настоящее время применение кислотных обработок ограничивается тремя существенными факторами: (1) радиальной проницаемостью;(2) распространением вдоль оси и (3) коррозией 2 насосно-компрессорных труб и труб ствола скважины. Проблема радиальной проницаемости, обусловлена тем, что как только кислота, в частности минеральная кислота, вводится в формацию или в ствол скважины, она очень быстро взаимодействует с материнской породой формации и/или с окалиной ствола скважины. Обычно растворение протекает настолько быстро, что закачиваемая кислота, по существу, расходуется при проникновении на расстояние нескольких дюймов от ствола скважины. Для решения проблемы ограниченной радиальной проницаемости иногда применяются органические кислоты (например, муравьиная кислота,уксусная кислота), поскольку они взаимодействуют медленнее, чем минеральные кислоты. Иногда применяются кислотные системы замедленного действия, в которых используются специальные технологии, такие как желатинирование кислот, масляное смачивание формации или эмульгирование кислоты с маслом. Однако каждая альтернатива имеет недостатки и является несовершенным решением проблемы ограниченной радиальной проницаемости. Вторая проблема кислотных обработок,распространение вдоль оси, относится к общей необходимости ограничить движение кислотного раствора вдоль оси таким образом, чтобы он не проникал в другие зоны подземной формации, в частности в зоны, насыщенные водой. Обычная жидкость обработки на основе минеральной кислоты (например, НСl) обладает очень высокой смешиваемостью, и возможно нежелательная миграция жидкости, содержащей НСl, в насыщенную водой зону. Для снижения миграции жидкости от намеченной цели (то есть от целевого пути проникновения потока углеводорода или целевой области повреждения) желательно применение кислотных жидкостей низкой смешиваемости. Другой часто встречающейся проблемой применения кислотных обработок является коррозия насосного оборудования и насоснокомпрессорных и обводных труб скважины,вызываемая их соприкосновением с кислотой(особенно в случае более концентрированных растворов минеральных кислот). Обычно при кислотных обработках необходимо добавлять ингибитор коррозии; однако это значительно повышает стоимость кислотной обработки материнской породы. Еще одной проблемой, связанной с кислотными обработками является осаждение соединений железа, особенно в высоко сернистых скважинах (то есть в тех скважинах, где нефть имеет относительно высокое содержание серы). Существует тенденция образования окалины сульфида железа в стволах скважин, трубопроводах и/или формациях, особенно в сернистых скважинах. Кислота, используемая для обработки скважины, может растворять сульфид железа, но в процессе обработки выделяется серово 3 дород. H2S является токсичным и стимулирует коррозию. Кроме того, растворенное железо будет стремиться к осаждению в форме гидроксида железа или сульфида железа, поскольку в процессе обработки будет расходоваться кислота (то есть будет полностью вступать в реакцию) и рН бурового раствора будет возрастать. Такое осаждение железа является крайне нежелательным, поскольку оно будет снижать проницаемость формации. Поэтому жидкости кислотной обработки часто содержат добавки для снижения до минимума осаждение железа и выделение Н 2S, например, связыванием ионовFe в растворе или восстановлением ионов железа в более растворимую закисную форму железа. В патенте США 4220550, CompositionScale from Metal Surfaces, для предотвращения выделения H2S при удалении сульфидсодержащей окалины с поверхностей металлов предлагается применение альдегида, диспергированного в кислоте. Примеры альдегидов, описанных в качестве подходящих для такого применения,включают формальдегид, ацетальдегид и глиоксаль. К сожалению, формальдегид был отнесен к предполагаемым канцерогенам. Кроме того,формальдегид может взаимодействовать с НСl с образованием простых хлорметильных эфиров,которые, как известно, являются канцерогенами для человека. Для замены формальдегида использовался глиоксаль, но он является относительно дорогим. В патенте США 4289639, Method andScale from Metal Surfaces, описываются водные очищающие композиции для удаления сульфидсодержащей окалины с металлических поверхностей. Очищающая композиция включает кислоту, не обладающую свойствами окислителя,такую как НСl, и глиоксиловую кислоту. Последний компонент присутствует в количестве,достаточном, по существу, для предотвращения выделения H2S. В патенте США 4734259, Mixtures ofFluids, сообщается, что в кислотных обработках скважин коррозия может ингибироваться при добавлении в жидкость кислотной обработки,-ненасыщенных альдегидов и поверхностноактивного вещества. Примеры ,-ненасыщенных альдегидов, описанных как полезные для этой цели, включают коричный альдегид и некоторые его производные. В патенте США 4888121, CompositionsAcidizing Sour Wells, описывается композиция кислотной обработки, которая включает кислоту, такую как НСl; добавку, связывающую железо, такую как лимонная кислота, этилендиа 004545(ethylendiaminetetraacetic acid - EDTA) или нитрилотриуксусная кислота (nitrilotriacetic acid - NTA), и модификатор сульфида, такой как формальдегид. Заявлено, что эта композиция в процессе кислотной обработки скважины ингибирует осаждение гидроксида железа, сульфида железа и свободной серы. Хотя указанные жидкости для обработки могут способствовать контролю осаждения соединений железа, в некоторых случаях для эффективного контроля потребовалось бы такое большое количество этого материала, что обработка станет очень дорогой. Это особенно справедливо для скважин с тяжелыми отложениямиFeS. Как доказано приведенными выше ссылками, для контроля кислотной коррозии и контроля растворения сульфида железа было предложено большое количество способов, но каждый из них, в лучшем случае, является не самым совершенным решением проблемы. Следовательно, усовершенствованная жидкость для кислотной обработки скважин, относительно недорогая, с низкой коррозионной способностью и эффективно растворяющая FeS без значительного выделения H2S, все еще является предметом длительных изысканий и очень желанной целью. Краткое описание изобретения В общем смысле, данное изобретение относится к применению кислотных жидкостей в операциях по возбуждению и при капитальном ремонте скважин и, в частности, для кислотных обработок материнской породы формации. Один вариант воплощения данного изобретения представляет собой композицию жидкости для обработки скважин, которая включает: (а) кислоту; (b) воду; (с) алифатический альдегид,содержащий 1-10 атомов углерода; и (d) ароматический альдегид, содержащий 7-20 атомов углерода. Алифатический альдегид предпочтительно содержит 1-6 атомов углерода. Глиоксиловая кислота, глиоксаль и их смеси являются особенно предпочтительными алифатическими альдегидами для применения в данном изобретении. Ароматический альдегид предпочтительно содержит 7-10 атомов углерода, причем особенно предпочтительным примером ароматического альдегида является коричный альдегид. Необязательно, ароматический альдегид может представлять собой замещенный коричный альдегид. В одном особенно предпочтительном варианте воплощения ароматический альдегид представляет собой, главным образом, треткоричный альдегид. Кислота, используемая в композициях данного изобретения, может представлять собой, например, минеральную кислоту, не обладающую свойствами окислителя, такую как хлористо-водородная (соляная) кислота, фтористо-водородная кислота или их смеси. 5 Альтернативно, кислота может представлять собой органическую кислоту, не обладающую свойствами окислителя, такую как муравьиная кислота, уксусная кислота или их смеси. Композиции данного изобретения могут необязательно дополнительно включать одну или несколько добавок, выбранных из группы, состоящей из поверхностно-активных веществ,ингибиторов коррозии, стабилизаторов, комплексообразующих агентов, модификаторов вязкости и добавок, регулирующих значение рН. Другим аспектом данного изобретения является композиция ингибитора коррозии, которая включает алифатический альдегид, содержащий 1-10 атомов углерода и ароматический альдегид, содержащий 7-20 атомов углерода,как описано выше. Данная композиция ингибитора коррозии, которая необязательно может также включать другие добавки, может объединяться с водным раствором кислоты для получения жидкости для обработки скважин. Еще одним аспектом данного изобретения является способ кислотной обработки подземной формации. Способ включает стадию закачки композиции жидкости для обработки скважин через ствол скважины в подземную формацию. Композиция жидкости для обработки скважин включает компоненты, описанные выше. Хотя стадия закачки предпочтительно проводится при давлении жидкости, которое по существу меньше напряжения разрыва горной породы (кислотная обработка материнской породы формации), этот способ может осуществляться при более высоком давлении (кислотная обработка с гидроразрывом пласта). Этот способ может также использоваться для удаления отложений из ствола скважины. Композиции и способы данного изобретения обеспечивают некоторые существенные преимущества по сравнению со средствами и способами возбуждения и ремонта скважин предшествующего уровня. Данное изобретение обладает относительно низким коррозионным действием, особенно в присутствии Н 2S. Следовательно, насосы, резервуары-хранилища, обсадные трубы скважины и т.д., которые являются чрезвычайно дорогостоящими для замены, по существу, не повреждаются вследствие коррозии, вызываемой действием кислоты, как это происходит при обычных кислотных обработках. Не вдаваясь в теоретическое обоснование,считается, что композиция данного изобретения абсорбирует H2S и защищает металлические поверхности от действия кислоты посредством образования на них защитного покрытия. Композиция данного изобретения позволяет также более эффективно удалять FeS с минимальным образованием пленки или без него. Другим преимуществом данного изобретения является относительно низкая стоимость вследствие относительно недорогой природы 6 смешанных альдегидов по сравнению с другими ингибиторами коррозии, которые применялись или предлагались для применения ранее. Подробное описание предпочтительных воплощений Компоненты жидкости для обработки скважин кислоты, которые могут использоваться в композициях и способах данного изобретения, хорошо известны в данной области техники. Примеры включают минеральные кислоты,не обладающие свойствами окислителя, такие как соляная кислота, серная кислота, фосфорная кислота, фтористо-водородная кислота и их смеси. Другие примеры включают органические кислоты, не обладающие свойствами окислителя, такие как муравьиная кислота, уксусная кислота, лимонная кислота и их смеси. Обычно эти кислоты будут применяться в виде водных растворов, которые могут быть вспененными,или в виде кислоты и масляной эмульсии. Композиции данного изобретения включают также смесь, по меньшей мере, двух альдегидов из выбранных групп. Первую группу альдегидов составляют алифатические альдегиды, которые содержат 1-10 атомов углерода,предпочтительно, 1-6 атомов углерода. Глиоксиловая кислота, глиоксаль и их смеси особенно предпочтительны в качестве алифатического альдегидного компонента. Другим подходящим примером является формальдегид. Вторую группу альдегидов составляют ароматические альдегиды, которые содержат 720 атомов углерода, предпочтительно 7-10 атомов углерода. Коричный альдегид и его производные являются особенно предпочтительными ароматическими альдегидами в данном изобретении. Особенно предпочтительно применять ароматическое альдегидное соединение или смесь, которая представляет собой, главным образом, трет-коричный альдегид. Термин главным образом в данном контексте означает, что если присутствует смесь ароматических альдегидов (включая смеси изомеров), треткоричный альдегид составляет примерно более 50% из расчета на массу смеси. Следует понимать, что в композициях данного изобретения может использоваться несколько альдегидов. Например, могут применяться два или более алифатических альдегидов, которые описаны выше, и/или два или более ароматических альдегидов. Могут включаться и другие альдегиды, не попадающие под приведенные выше определения в части количества атомов углерода или по другому параметру. Однако композиция должна включать по меньшей мере один алифатический альдегид и по меньшей мере один ароматический альдегид,которые определены выше. Коричные альдегиды, применяемые в данном изобретении, могут быть замещенными или незамещенйыми. Примеры замещенных корич 7 ных альдегидов, которые могут использоваться в данном изобретении, включают дикоричный альдегид,п-гидроксикоричный альдегид,п-метилкоричный альдегид,п-этилкоричный альдегид,п-метоксикоричный альдегид,п-диметиламинокоричный альдегид,п-диэтиламинокоричный альдегид,п-нитрокоричный альдегид,о-нитрокоричный альдегид,4-(3-пропеналь)коричный альдегид,п-натрий сульфокоричный альдегид,п-триметиламмонийкоричный альдегид сульфат,п-триметиламмонийкоричный альдегид ометилсульфат,п-тиоцианокоричный альдегид,п-(S-ацетил)тиокоричный альдегид п-(S-N,N-диметилкарбамоилтио)коричный альдегид п-хлоркоричный альдегид,-метилкоричный альдегид,-метилкоричный альдегид,-хлоркоричный альдегид,-бромкоричный альдегид,-бутилкоричный альдегид,-амилкоричный альдегид,-гексилкоричный альдегид,-бром-п-цианокоричный альдегид,-этил-п-метилкоричный альдегид,п-метилпентилкоричный альдегид. Композиция может также включать одну или несколько добавок, совместимых с кислотной композицией, таких как поверхностноактивные вещества, ингибиторы коррозии (такие как алкилфеноны, описанные в патентах США 5013483 и 5096618), стабилизаторы,растворители, железовосстанавливающие агенты, комплексообразующие агенты (такие какNTA, EDTA, HEDTA или лимонная кислота),модификаторы вязкости и добавки, регулирующие значение рН. На сегодняшний день хорошо известно большое количество таких добавок. В частности, ингибиторы коррозии должны быть выбраны с учетом конкретной кислоты, используемой в композиции. Некоторыми специфическими и в настоящее время предпочтительными добавками для применения в композициях данного изобретения являются ингибиторы коррозии под действием НСl, добавки, контролирующие осаждение соединений железа, напримерEDTA, неионные или катионные поверхностноактивные вещества и добавки, усиливающие ингибиторное действие (такие как муравьиная кислота). В некоторых примерах может потребоваться гель или такое повышение вязкости жидкости для обработки, что она будет образовывать вязкий гель при контакте с водой. Вязкоэластичные поверхностно-активные вещества 8 ваться в качестве гелеобразующих агентов. Предпочтительные вязкоэластичные поверхностно-активные вещества описаны в следующих патентах и заявках на патенты, которые в полном объеме введены в данное описание в качестве ссылок: патент США 5258137, Viscoelastic surfactant Based Foam Fluids; патент США 5551516, Hydraulic Fracturing Processand Compositions; заявка на патент США Сер.08/727877, Methods of Fracturing SubterraneanFormations, заявлена 9 октября 1996 г.; заявка на патент США сер.08/865137, Methods forStimulating Subterranean Formations, заявлена 29 мая 1997 г.; заявка на патент США сер.09/166658, Methods of Fracturing SubterraneanFormations, заявлена 5 октября 1998 г. Соотношение различных компонентов композиции данного изобретения будет изменяться в зависимости от характеристик формации, подлежащей обработки, используемой кислоты и других факторов, хорошо известных в данной области техники. Обычными интервалами концентраций для водной композиции НСl данного изобретения являются следующие(проценты из расчета на массу): НСl 3-28% Глиоксиловая кислота или глиокcаль 0,5-10% Трет-коричный альдегид 0,1-1% Другие добавки 0,1-10% Вода Баланс % Массовое соотношение алифатического альдегида (такого как глиоксиловая кислота или глиоксаль) и ароматического альдегида (такого как коричный альдегид) предпочтительно находится в интервале от примерно 2:1 до примерно 25 : 1. В одном конкретном варианте воплощения изобретения глиоксиловая кислота и коричный альдегид присутствуют при массовом соотношении примерно 10 : 1. Смесь альдегидов может соединяться с кислотой, водой и любыми другими добавками в емкости смешения выше поверхности земли и затем закачиваться в скважины и целевую формацию. Альтернативно, смешанные альдегиды с другими добавками или без них могут смешиваться в виде композиции контроля коррозии,которая может храниться отдельно и смешиваться с кислотным раствором в нужное время в нужном месте. Защита от коррозии, обеспечиваемая данным изобретением, эффективна при температурах по меньшей мере 275F. Конкретные типы формаций и повреждений,подлежащих обработке Эффективность обработки материнской породы формации зависит, главным образом, от удаляемых или обводимых областей низкой проницаемости, которые ограничивают добычу. Такое ограничение проявляется, главным образом, в общем сокращении добычи или в более быстром по сравнению с ожидаемым снижени 9 ем добычи. Анализ нестационарного давления является обычным методом оценки степени повреждения. Физические характеристики, а не причина повреждения, определяют выбор подходящей жидкости для обработки. Следовательно, жидкость, которая является эффективной в отношении одного типа повреждения, обычно будет эффективной независимо от причины, вызвавшей повреждение. Источниками возникновения повреждения являются: бурение, цементирование, заканчивание скважины, заполнение скважинного фильтра гравием, добыча, возбуждение скважины и закачивание. Как известно, существует по меньшей мере восемь основных типов повреждения. К ним относятся: эмульгирование,изменение смачиваемости, снижение проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровое пространство, окалины (неорганические отложения), органические отложения, смешанные отложения, ил (грязь) и глины, а также бактерии. Предпочтительной стандартной технологией для обработки повреждений, возникших вследствие образования эмульсии, является разрушение / дестабилизация эмульсии. Окалины представляют собой осажденные минеральные отложения и могут образовываться при соединении несовместимых жидкостей,например пластовой воды и либо жидкого фильтрата, либо воды, нагнетаемой в пласт. Наиболее распространенным типом окалин являются карбонатные окалины: СаСО 3 и FeCO3,из которых наиболее часто встречается первая. Стандартной обработкой для карбонатных окалин является обработка НСl. Следовательно,жидкости и способы данного изобретения пригодны для применения на карбонатных окалинах. Другие типы окалин, включая хлоридные окалины (например, NaCl), железные окалины(например, SiO2), и гидроксидные окалины (например, Мg(ОН)2), также могут обрабатываться жидкостями данного изобретения и с использованием методов данного изобретения. В некоторых случаях - например, в случае железных окалин - квалифицированный инженер может захотеть приготовить жидкость данного изобретения, которая дополнительно включает восстановитель или комплексообразующий агент (например, EDTA). В случае кремниевой окалины жидкость данного изобретения предпочтительно следует приготавливать с использованиемHF. В обычных кислотных обработках (например, с помощью НСl) постоянной и дорогостоящей проблемой является образование асфальтена, парафина и шлама (то есть органических отложений, образованных из неорганических кислот и сырой нефти). И это действительно так, поскольку шламы являются нерастворимыми; следовательно, наилучшим способом их контроля является профилактика образования. 10 Поэтому для предотвращения образования этих веществ зачастую в обычные кислотные жидкости включаются добавки. Эти добавки обычно представляют собой органические растворители(например, ксилол, полярные поверхностноактивные вещества, такие как додецилбензилсульфоновая кислота). Жидкости данного изобретения могут также использоваться для удаления смешанных отложений, то есть смесей органических соединений и отложений илистых веществ или глины. Отложения илистых веществ и глины легко обрабатываются жидкостями данного изобретения. Обычные жидкости для обработки представляют собой системы на основе НСl. Для обработки формаций песчаника HF часто смешивается с НСl. Аналогично, HF может добавляться к жидкостям данного изобретения. Другой тип повреждения формации/ствола скважины вызывается бактериями, в том числе сульфатвосстанавливающими,железистыми(марганцевыми) и слизеобразующими бактериями (slime formers). Они вызывают образование сульфидных окалин (FeS). Жидкости данного изобретения эффективны при обработке повреждения, вызванного бактериями. Кислотная обработка материнской породы формации Композиции жидкостей для обработки скважин данного изобретения могут использоваться для кислотной обработки материнских пород подземных формаций, окружающих стволы буровых скважин. Такие методы кислотной обработки материнской породы формации обычно включают закачку насосом композиции для обработки скважины, содержащей кислоту,в ствол скважины и через перфорации в целевой пласт. Для контроля пластовых зон, в которые вводится жидкость обработки из буровой скважины, в стволе скважины могут использоваться трубные пакеры, если скважина имеет перфорации в нескольких зонах. После закачки композиции в формацию скважина, необязательно,может останавливаться на некоторое время для более полного взаимодействия между кислотой и материалом формации. Целевой результат обработки состоит в повышении проницаемости формации, например, созданием или расширением каналов, проходящих через формацию, и,следовательно, в повышении норм отбора жидкостей, которые залегают в формации, таких как нефть и газ. Параметры, такие как скорость нагнетания,время нагнетания, длительность периода остановки, содержание кислоты и дополнительная блочная конструкция, должны определяться для каждой конкретной обработки, поскольку каждый из этих параметров зависит от степени повреждения, геологических особенностей формации (например, проницаемости), пластовой температуры, глубины продуктивной зоны и т.д. Квалифицированному разработчику процессов 11 обработки скважины хорошо известны отличительные признаки процессов кислотной обработки материнской породы формации. Для обсуждения различных уровней обобщения квалифицированный специалист отсылается к следующим патентам США: патент США 5203413, Product and Process for Acid DiversionProcess and Composition; патент США 2011579, Intensified Hydrochloric Acid; патент США 2094479, Treatment of Wells, права на который принадлежат William E. Spee, 1937; и патент США 1877504, Treatment of DeepWells. Эти патенты США включены в полном объеме в описание в качестве ссылок. Кроме того, квалифицированный разработчик отсылается к следующим статьям, взятым из стандартной монографии в области кислотной обработки материнской породы формации и известным квалифицированному специалисту: М. Economides, Reservoir Justification of(1987). Приведенные выше ссылки из предшествующего уровня показывают уровень развития данной области техники и доказывают, что технологии, необходимые для применения композиции данного изобретения (например, обычные технические условия процесса обработки материнской породы формации) хорошо известны. Другие способы обработки для возбуждения и ремонта скважин В данном описании основное внимание уделяется кислотной обработке материнской породы формации; тем не менее, квалифицированный разработчик сразу поймет, что принципы, представленные в данном описании, не ограничиваются кислотными обработками материнских пород, но могут использоваться в некоторых других близких способах стимулирования скважин. Во-первых, при повышении давления перекачки кислотная обработка материнской породы формации становится кислотной обработкой с гидроразрывом. Во-вторых, хотя приведенное выше описание направлено, главным образом, на повреждение в формации,жидкости данного изобретения могут также ис 004545 12 пользоваться для удаления повреждения в самом стволе скважины (что часто для простоты называется ремонтом или методом заканчивания скважины, а не методом возбуждения) в обсаженной скважине или скважине с открытым концом, например для удаления забивки перфораций или для удаления осадка и окалины перед скреплением цементным раствором. Точнее,отложение, покрывающее ствол скважины, зачастую, включает те же компоненты, что и повреждения в формации (которые подвергаются кислотной обработке при обработке материнской породы формации). Зачастую в трубопроводе системы добычи обнаруживается FeS. Кроме того, как показано в настоящем описании, жидкости данного изобретения могут превращаться в гель (например, при добавленииVES или сополимеров полиакриламидов),эмульгироваться с маслом или вспениваться. Жидкости, описанные в данном изобретении,могут использоваться для получения эмульсии добавлением подходящего углеводорода или эмульгатора. Жидкости, описанные в данном изобретении, могут вспениваться добавлением подходящих газов (например, воздуха, азота или диоксида углерода). Данное изобретение может быть дополнительно разъяснено с помощью приведенных далее примеров. Пример 1. Все испытания проводились в трехгорлой реакционной колбе, снабженной капельной воронкой, нагревательной рубашкой/ термостатом и механической мешалкой. Капельную воронку использовали для эффективного добавления всех кислотных растворов, содержащих все добавки. Капельная воронка может быть заменена воронкой для добавления сыпучих веществ для непосредственного добавления FeS. Механическую мешалку использовали для эффективного смешивания кислоты с порошкообразным сульфидом железа. 108 г 7,5% НСl нагревали до 150F в колбе с мешалкой и вентилем для соединения с емкостью, заполненной 3% NaOH (щелочной скруббер). Данный скруббер использовали для улавливания любого H2S, высвобожденного в ходе взаимодействия FeS и НСl. В кислоте присутствовали различные химические добавки, которые перечислены ниже. Когда температура в колбе достигала уровня температуры опыта, добавляли 10 г FeS. Такое количество достаточно для полного расходования кислоты. Глиоксаль использовали в виде 40% водного раствора, и глиоксиловую кислоту использовали в виде 50% водного раствора. Коричный альдегид использовали в виде 67,5% раствора в изопропанольном растворителе с неионным поверхностноактивным веществом. (Все проценты и соотношения приведены из расчета на массу, если не указано другой размерности). Другие используемые добавки приведены далее (табл. 1). Результаты представлены в табл. 2. Контроль (образец без добавок) растворял почти 95% FeS, но выделял значительное количество H2S, и содержание серы в кислоте (примерно 0,3%) было равно максимальному количеству, которое кислота могла удерживать в равновесном состоянии. Все контрольные добавки снижали количество H2S, которое достигало NaOH, но все они снижали и количество растворенного FeS. Веществами, которые снижали растворение FeS в наименьшей степени(но еще контролируют выделение Н 2S) являлись глиоксаль и глиоксиловая кислота. Коричный альдегид (в количестве 2 г) значительно снижал растворение FeS при применении в качестве единственной контрольной добавки. Однако при применении в меньшем количестве (1 г) с глиоксалем снижение растворения FeS было незначительным. Пример 2. Предыдущий пример является более экстремальным, по сравнению с тем, что наблюдается в полевых применениях (то есть кислота расходовалась полностью под действием FeS). Более реальный случай описывается в следующем примере. Три г FeS растворяли в течение четырех часов в 200 мл 7,5% НСl при 150F в присутствии различных добавок. Глиоксаль использовался в виде 40% водного раствора, и глиоксиловую кислоту использовали в виде 50% водного раствора. Коричный альдегид использовали в виде 67,5% раствора в изопропанольном растворителе с неионным поверхностно-активным веществом. (Все проценты и соотношения приведены из расчета на массу,если не указано другой размерности). Результаты представлены в табл. 3. Представленные данные показывают, что сочетание алифатического и ароматического альдегидов дает прекрасное растворение FeS(80% во всех случаях) и, кроме того, подавляет выделение H2S (в NaOH улавливается очень небольшое количество серы), удерживая серу в кислоте. В некоторых случаях для измерения коррозии в продолжение четырехчасового опыта добавляли образец стали L80. Результаты оценки коррозии при 150F представлены в табл.4. Как отмечалось выше, добавление коричного альдегида значительно снижало скорость коррозии в присутствии глиоксиловой кислоты. Таблица 4 Пример 3. Опыты по определению коррозии проводили со сталью L80, выдержанной до 7,5% ингибирования в ингибиторе кислотной коррозии 2 и усилителе ингибиторного действия 5. Опыты проводили при температуре 275F и избыточном давлении 5000 фунтов на квадратный дюйм при продолжительности контакта 4 ч.FeS растворяли в 7,5% НСl (массовое соотношение FeS/HCl равно 1,2:100) в присутствии различных добавок. Глиоксаль использовали в виде 40% водного раствора и глиоксиловую кислоту использовали в виде 50% водного раствора. Коричный альдегид использовался в виде 67,5% раствора в изопропанольном растворителе с неионным поверхностно-активным веществом. Данные по определению коррозии представлены для глиоксиловой кислоты и глиоксаля в сочетании с коричным альдегидом при соотношении 10:1. Другие добавки кислотной обработки, такие как поверхностно-активные вещества и добавки, контролирующие осаждение Площадь тестируемых опытных образцов равнялась приблизительно 25 см 2 и их получали из секции из стали L80 трубопровода месторождения нефти. Прокатную окалину удаляли с поверхности образца. Все образцы очищали, промывали ацетоном, сушили и взвешивали перед применением. Образцы до применения хранили в десикаторе. Результаты опытов по испытанию на коррозию представлены в таблице 6. Из этих результатов видно, что добавление коричного альдегида очень эффективно снижает до минимума коррозию при растворении FeS, когда используются также глиоксалиновая кислота и глиоксаль. Желательная скорость коррозии, рекомендованная для этих условий испытания,равна 0,05 фунтов/кв. фут при отсутствии неприемлемой точечной коррозии. Таблица 6. Все опытные образцы содержат 1,0% или 0,6% ингибитора коррозии 2 (который описан выше); 2,0% усилителя ингибирующего действия 5 и 35 ppt добавки, контролирующей осаждение соединений железа 4 И в заключение исследований по определению коррозии при 275F и избыточном давлении 5000 фунтов на кв. дюйм выбранные образцы анализируют на общее содержание железа и серы в кислотном растворе для определения % растворения FeS. Результаты этих анализов представлены в табл. 7 для глиоксиловой кислоты и глиоксаля с различными поверхностноактивными веществами. Результаты показывают высокое растворение FeS. Эти результаты четко показывают, что более чем 80% растворениеFeS наблюдается при применении глиоксиловой кислоты или глиоксаля. Результаты анализов содержания железа и серы часто дают значение свыше 100% из расчета на количество FeS, добавленное в опыте. Эти наблюдения относятся к высокотемпературному опыту, во время которого некоторое количество воды может испаряться и ионы могут концентрироваться, что приводит к значениям свыше 100%. Следует отметить,что высокое содержаний железа и серы является желательным для этой методики испытания. Высокое содержание железа означает высокое растворение FeS. С другой стороны, высокое содержание серы показывает хорошую очистку при применении глиоксиловой кислотой или глиоксаля. Это прямой анализ кислоты после опыта коррозии, и он иллюстрирует высокую растворимость удаленных серосодержащих продуктов. Для улавливания высвобожденногоH2S не используется раствор NaOH, поскольку этот опыт проводился при высоком давлении и улавливание H2S при этой методике не выполнимо. Вывод ясен: глиоксиловая кислота и глиоксаль эффективны для контроля выделенияH2S и в этих условиях опыта достигается высокая растворимость. приемлемым является показатель точечной коррозии 3. Таблица 7. Все опытные образцы содержат 1,0% ингибитора коррозии 2 ; 2,0% усилителя ингибирующего действия 5 и 35 ppt добавки, контролирующей осаждение соединений железа 4 Таблица 8. Все опытные образцы содержат 0,6 % ингибитора коррозии 2; 2,0% усилителя ингибирующего действия 5 и 35 ppt добавки, контролирующей осаждение соединений железа 4 ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Композиция ингибитора коррозии,включающая алифатический альдегид, содержащий 1-10 атомов углерода, и ароматический альдегид, содержащий 7-20 атомов углерода. 2. Композиция по п.1, где массовое соотношение алифатического альдегида и ароматического альдегида составляет от примерно 2:1 до примерно 25:1. 3. Композиция по п.2, где массовое соотношение алифатического альдегида и ароматического альдегида составляет примерно 10:1. 4. Композиция по любому из предыдущих пунктов, где алифатический альдегид содержит 1-6 атомов углерода. 5. Композиция по любому из предыдущих пунктов, где алифатический альдегид включает глиоксиловую кислоту, глиоксаль или их смеси. 6. Композиция по любому из предыдущих пунктов, где ароматический альдегид содержит 7-10 атомов углерода. 7. Композиция по любому из предыдущих пунктов, где ароматический альдегид выбран из группы, состоящей из коричного альдегида, замещенного коричного альдегида и, главным образом, трет-коричного альдегида. 8. Композиция по любому из предыдущих пунктов, дополнительно включающая углеводород и эмульгатор. 9. Композиция по любому из предыдущих пунктов, где жидкая композиция является вспененной. 10. Композиция по любому из предыдущих пунктов, дополнительно включающая одну или несколько добавок, выбранных из группы, состоящей из поверхностно-активных веществ,ингибиторов коррозии, стабилизаторов, растворителей, восстановителей, комплексообразующих агентов, модификаторов вязкости и добавок, регулирующих значение рН. 11. Композиция жидкости для обработки скважин, включающая кислоту, воду и ингибитор коррозии по любому из предыдущих пунктов. 12. Композиция жидкости для обработки скважин по п.11, где кислота представляет собой кислоту, не обладающую свойствами окислителя. 13. Композиция жидкости для обработки скважин по п.12, где кислота выбрана из группы, состоящей из хлористо-водородной кислоты, фтористо-водородной кислоты, смеси хлористо-водородной кислоты и фтористоводородной кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, лимонной кислоты и смесей по меньшей мере двух компонентов, выбранных из муравьиной кислоты, уксусной кислоты и лимонной кислоты. 14. Способ кислотной обработки подземной геологической формации, включающий стадии закачки композиции жидкости для обработки скважины по п.12 или 13 через ствол скважины в подземную геологическую формацию.