Новая система флюидов, имеющая обратимо контролируемую вязкость

1 Настоящее изобретение относится к новому обратимому загустителю, т.е. к флюиду, вязкость которого может плавно модулироваться от очень низкой вязкости до вязкости, достаточной для того, чтобы действовать в качестве барьера для дальнейшей текучести; особенно предпочтительные воплощения направлены на флюиды и способы для стимуляции несущих углеводороды формаций, т.е. для повышения извлечения нефти/газа из формации. В частности, настоящее изобретение направлено на семейство флюидов (и способов, включающих эти флюиды), предназначенных для прокачки через скважину и в несущую углеводороды формацию. Для облегчения понимания новые системы флюидов по настоящему изобретению будут описываться в связи с их предпочтительными коммерческими применениями. Углеводороды(нефть, природный газ и т.п.) получают из подземной геологической формации (т.е. "резервуара") путем бурения скважины, которая проникает в несущую углеводороды формацию. Это обеспечивает частичное прохождение потока нефти для достижения поверхности. В порядке "получения" нефти, т.е. прохождения из формации в скважину (и, в конечном счете, на поверхность) должен существовать по существу не требующий прокачки путь для потока из формации в скважину. Этот путь потока проходит через горную породу формации, например,песчаник, карбонаты, которая имеет поры достаточного размера и количества для того, чтобы сделать возможным проход для нефти, чтобы она двигалась сквозь формацию. Одной из наиболее частых причин для отклонений в получении нефти является "повреждение" формации,которое перекрывает поры горной породы и,таким образом, перекрывает поток нефти. Источники повреждения формации включают отработанный бурильный флюид, миграцию мелкодисперсного материала, парафин, минеральные осадки (накипь). Это повреждение, как правило, возникает из-за другого флюида, преднамеренно вводимого в скважину, например, бурильного флюида. Даже после бурения некоторая часть бурильного флюида остается в области формации вблизи скважины, он может дегидратироваться и образовать покрытие на скважине. Естественным воздействием такого покрытия является уменьшение проницаемости для нефти, движущейся из формации в направлении скважины. Другой причиной для меньшего, чем ожидается, извлечения является то, что формация является от природы "плотной" (формацией с низкой проницаемостью), т.е. поры являются достаточно мелкими, так что нефть мигрирует к скважине очень медленно. Общим знаменателем в обоих случаях (повреждение и от природы плотные резервуары) является низкая проницаемость. Методики, осуществляемые произво 005238 2 дителями углеводородов для увеличения общей проницаемости резервуара, упоминаются как"методики стимуляции". В основном, осуществление методики стимуляции возможно путем:(1) введения химических веществ в скважину для взаимодействия с повреждением и его растворения (например, покрытия скважины); (2) нагнетания химических веществ через скважину и в формацию для взаимодействия с небольшими частями формации и их растворения с целью создания альтернативных путей потока для углеводородов (тем самым, скорее направления мигрирующей нефти в обход повреждения, чем удаления повреждения); или (3) нагнетания химических веществ через скважину и в формацию при давлениях, достаточных для реального разрушения формации, тем самым создавая большой канал для потока, через который углеводород может более свободно перемещаться из формации и в скважину. Настоящее изобретение, прежде всего, направлено на последние два из этих трех способов. Таким образом, настоящее изобретение относится к способам для увеличения производительности углеводородных скважин (например, нефтяных скважин) путем удаления (путем растворения) повреждения формации вблизи скважины или путем создания альтернативных путей потока с помощью растворения небольших частей формации - с помощью методик,известных в качестве "матричного подкисления" и "кислотного трещинообразования". Вообще говоря, кислоты или флюиды на основе кислот являются полезными в этом отношении, благодаря их способности к растворению как минералов формации (например, карбоната кальция),так и загрязнений (например, бурильного флюида, покрывающего скважину, или того,который проникает в формацию), которые вводятся в скважину/формацию во время операций бурения или работ по обслуживанию. В настоящее время обработка с помощью матричного окисления страдает, прежде всего,от трех очень серьезных ограничений: (1) радиального проникновения; (2) аксиального распределения; и (3) коррозии насосов и труб в скважине. Настоящее изобретение является направленным, прежде всего, на первые два из них, и в наибольшей степени, на второе. Первая проблема, радиальное проникновение, вызывается тем фактом, что, как только кислота вводится в формацию (или скважину),она взаимодействует очень быстро с покрытием скважины или матрицей формации (например,песчаником или карбонатом). В случае обработки внутри формации (вместо обработки скважины), формация вблизи скважины, которая первой вступает в контакт с кислотой, обрабатывается соответствующим образом, в то время как части формации, более далекие по отношению к скважине (если двигаться радиально, наружу от скважины), остаются нетронутыми кислотой, 3 поскольку вся кислота взаимодействует до того,как она достигает их. Например, формации из песчаника часто обрабатываются смесью фтористо-водородной и хлористо-водородной кислот при очень низких скоростях нагнетания(чтобы избежать трещинообразования в формации). Эту смесь кислот часто выбирают, поскольку она будет растворять глины (находящиеся в бурильной суспензии), а также первичные компоненты встречающихся в природе песчаников, например, окись кремния, полевой шпат и известковый материал. Фактически, растворение является настолько быстрым, что нагнетаемая кислота по существу расходуется к тому времени, когда она достигает нескольких дюймов от скважины. Таким образом, можно посчитать, что свыше 100 галлонов кислоты на фут требуется заполнить область на пять футов от скважины, предполагая 20% пористость и диаметр скважины 6 дюймов. Кроме того, количество кислоты, гораздо большее, чем это, потребовалось бы для достижения даже одного фута, если использовать обычные флюиды(НСl). Подобным же образом в карбонатных системах предпочтительной кислотой является хлористоводородная кислота, которая, опять же,взаимодействует настолько быстро с известняком и доломитовой породой, что проникновение кислоты ограничивается расстояниями от нескольких дюймов до нескольких футов. Фактически, считается, из-за такого ограниченного проникновения, что матричная обработка ограничивается созданием обводных путей вокруг ограничений для потока вблизи скважины, т.е. они не обеспечивают значительной стимуляции,кроме той, которая достигается путем устранения повреждения вблизи скважины. Кроме того,повреждение в любой точке вдоль пути потока углеводорода может перекрыть поток, а следовательно, и производство. Поэтому, поскольку требуются громадные объемы флюида, эти обработки сильно ограничиваются их стоимостью. Второй большой проблемой, которая сильно ограничивает эффективность технологии матричного окисления, является аксиальное распределение. Эта проблема относится к соответствующему размещению флюида, содержащего кислоту, т.е. к обеспечению того, что он доставляется в желаемую зону, т.е. в зону, которая требует стимуляции, а не в другую зону. Следовательно, эта проблема per se не относится к эффективности флюида, содержащего кислоту. Более конкретно, когда в содержащую нефть формацию (которая очень часто, хотя и не всегда, состоит из карбоната кальция) нагнетают кислоту (например, хлористо-водородную кислоту или НСl), кислота начинает растворять карбонат; при продолжении закачки кислоты в формацию обязательно образуется основной канал через матрицу. И при продолжении закачки кислоты в формацию кислота будет естест 005238 4 венно протекать вдоль этого вновь образовавшегося канала, т.е. по пути наименьшего сопротивления, и, следовательно, оставлять остальную часть формации необработанной. Это, разумеется, является нежелательным. Это вызывается изначальной гетерогенностью по отношению к проницаемости (распространенной во многих формациях), это происходит, в наибольшей степени, в природных трещинах в формации и из-за жил с высокой проницаемостью. Опять же, эти области гетерогенности,прежде всего, аккумулируют большие количества нагнетенной кислоты, при этом удерживая кислоту от достижения других частей формации вдоль скважины, где это на самом деле является наиболее желательным. Таким образом, во многих случаях, достаточная часть продуктивных,несущих нефть интервалов внутри зоны, подвергающейся обработке, не соприкасается с кислотой в степени, достаточной для соответствующей глубины проникновения (латерально, в случае вертикальной скважины) в матрицу формации с целью эффективного повышения ее проницаемости и, следовательно, ее способности доставлять нефть в скважину. Проблема соответствующего размещения является особенно досадной, поскольку нагнетаемый флюид предпочтительно мигрирует в зоны с более высокой проницаемостью (путь наименьшего сопротивления), а не в зоны с более низкой проницаемостью. К тому же, именно эти последние зоны требуют обработки кислотой (т.е., поскольку они являются зонами с низкой проницаемостью, поток нефти через них уменьшается). В соответствии с этой задачей вовлечены многочисленные отличные друг от друга методики для достижения лучше контролируемого размещения флюида, т.е. для отвода кислоты из зон с высокой от природы проницаемостью и зон уже обработанных, и по направлению к областям, представляющим интерес. Они будут описаны ниже. Хотя настоящее изобретение направлено,прежде всего, на матричное подкисление, оно является полностью применимым к родственной методике стимуляции, кислотному трещинообразованию, которое является очень похожим, но включает закачку кислоты при давлениях, достаточных для разрушения формации (минимальное напряжение горной породы in situ), или превышающих их. Для целей удобства рассмотрение здесь будет направлено на матричное подкисление. Методики для контроля размещения кислоты (т.е. для достижения эффективного покрытия зоны) могут быть грубо разделены либо на механические, либо на химические методики. Механические методики включают шаровые уплотнители (шары, падающие в скважину,которые перекрывают отверстия в оболочке скважины, перекрывая, таким образом, отверстия напротив входа флюида); пакеры и пробки 5 мосты, в частности, включая сдвоенные пакеры(механические устройства, которые перекрывают часть скважины и, тем самым, ингибируют поступление флюида в отверстие вблизи этой части скважины); трубы в бухтах (гибкие трубы,приводимые в действие с помощью механизированного барабана, через которые кислота может быть доставлена в более точно определяемые положения внутри скважины); и калибровку, пытаясь достичь отвода путем закачки кислоты при самом высоком возможном давлении- чуть ниже давления, которое на самом деле вызвало бы разрушения в формации. Химические методики в дальнейшем могут быть разделены на те, которые химически модифицируют скважину вблизи тех частей формации, для которых является желательным отвод кислоты, и те, которые модифицируют сам флюид, содержащий кислоту. Первый тип включает материалы, которые образуют слой с пониженной проницаемостью на лицевой поверхности скважины, который при контакте с кислотой будет отводить ее в области с более высокой проницаемостью. Второй тип включает пенообразующие агенты, эмульсифицирующие агенты и гелеобразующие агенты. Известные в настоящее время механические методики имеют (индивидуально и коллективно) многочисленные недостатки (см., например, G.R. Coulter and A.R. Jennings, Jr., A Contemporary Approach to Matrix Acidizing, 14(2)SPE Prod.Facilities 150, 152 (1999. Шаровые уплотнители, помимо того факта, что они хорошо работают только в цементированной/перфорированной оболочке, требуют достаточной скорости/перфорации, по меньшей мере 0,25 барреля в минуту на отверстие - для закрепления шаров в отверстиях. Следовательно, шаровые уплотнители могут легко отсоединяться от отверстий и перекрывать насосы и дроссели(хотя некоторые известные в настоящее время шаровые уплотнители являются водорастворимыми). Пакеры, в особенности сдвоенные пакеры,требуют устройства (очень дорогого) или труб в бухтах (умеренно дорогих) для перемещения и размещения в скважине. И подобно шаровым уплотнителям, любая внутренняя особенность в формации, которая может выводить флюиды из целевой зоны (например, трещина), сделает эти механические методики неэффективными. Трубы в бухтах (стальные или композитные трубы малого диаметра, навитые вокруг механизированного барабана и вводимые в скважину) представляют собой другое коммерческое решение для размещения кислоты. По общему мнению, трубы в бухтах представляют собой, в самом лучшем случае, неполное решение, поскольку оно требует либо другого способа отвода (например, химического или механического), либо оператор может попытаться разместить кислоту путем одновременной закачки 6 двух флюидов и уравновешивания давлений в скважине. Другие операторы пытаются отводить кислоту от зон с высокой проницаемостью и по направлению к зонам с низкой проницаемостью с помощью методики, известной как "калибровка". В этой методике кислота закачивается при очень высоких давлениях - настолько высоких,насколько возможно без трещинообразования в формации. Наряду с только что обсуждавшимися механическими методиками используются многочисленные химические методики, и, как уже было сказано, их удобно разделить на две категории, в зависимости от того, направлены ли они на модификацию лицевой поверхности скважины или на модификацию самой кислоты. Сначала будут рассмотрены химические системы отвода, направленные на модификацию кислоты. Первые флюиды, используемые при кислотных обработках, представляли собой неорганические кислоты, такие как хлористоводородная кислота, которая описывается в качестве выбранного флюида в патенте, выданном более 100 лет назад (патент США 556669,Increasing the Flow of Oil Wells, Frasch, H.). В настоящее время хлористо-водородная кислота все еще представляет собой предпочтительную кислотную обработку в карбонатных формациях. Для формаций из песчаника предпочтительный флюид представляет собой смесь хлористоводородной/фтористо-водородной кислоты. Главным недостатком этих кислот являются то, что они взаимодействуют слишком быстро и поэтому проникают (как чистая кислота) в формацию плохо. Во-вторых, они являются сильно коррозивными для трубчатых компонентов скважины. Органические кислоты представляют собой частичный ответ на ограничения минеральных кислот. Принципиальным преимуществом органических кислот является более низкая коррозивность и более низкая скорость реакции, которая делает возможным большее радиальное проникновение свободной кислоты. Органические кислоты, используемые при обычных обработках, представляют собой муравьиную кислоту и уксусную кислоту. Обе эти кислоты имеют многочисленные недостатки. Во-первых, они являются гораздо более дорогими, чем минеральные кислоты. Во-вторых,хотя они имеют более низкую скорость реакции,они имеют также гораздо более низкую реакционную способность - фактически, они не взаимодействуют до исчезновения исходных материалов, но скорее остаются в равновесии с горной породой формации. Как следствие, один моль НСl дает один моль доступной кислоты(т.е. Н+), но один моль уксусной кислоты дает значительно меньше, чем один моль доступной кислоты. 7 Системы эмульсифицированных кислот и вспененные системы представляют собой другие коммерчески доступные ответы на задачу отвода, но они страдают от сложности работы,которая сильно ограничивает их использование,например, скорости потоков двух флюидов и давление в скважине должно тщательно контролироваться во время обработки. Остаются гелеобразующие агенты - класс веществ для создания отводов, к которым настоящее изобретение является наиболее близким. Хотя они и являются коммерчески доступными, гелеобразующие агенты очень часто являются нежелательными при матричном подкислении, поскольку увеличенная вязкость делает флюид более сложным для прокачки (т.е. то же самое сопротивление потоку, которое поддерживает рост давления в формации и приводит к желаемому отводу, в то же время, делает эти флюиды сложными для прокачки). Некоторые коммерчески доступные системы представляют собой поперечно-сшитые системы т.е. они представляют собой линейные полимеры, когда их прокачивают, но химический агент,прокачиваемый вместе с полимером, вызывает агрегацию или поперечную сшивку полимеров только в скважине, что приводит к гелеобразованию. К сожалению, эти системы оставляют после себя остаток в формации, который может повредить формацию, приводя к уменьшению извлечения углеводородов. Тяжелые закупорки скважин, особенно в скважинах с низким давлением, вызываемые этими системами, хорошо известны. Кроме того, успех этих систем, по самой их природе, зависит от очень чувствительной химической реакции - поперечной сшивки, которую очень трудно оптимизировать так, чтобы она замедлялась во время прокачки,но достигала максимальной скорости только в скважине. Это взаимодействие легко возмущается химическими процессами в формации, загрязнениями в оборудовании для прокачки, и так далее. И опять же, когда эти системы размещены по месту, их трудно удалять, чтобы это сделать, нужно каким-либо образом разрушить поперечную сшивку. Поэтому используются превосходные системы с гелеобразованием, которое не основывается на химии поперечной сшивки, но основой для которых являются вязкоупругие поверхностно-активные вещества, которые легко прокачивать (очень низкое давление трения) и которые при этом образуют гель или делаются более вязкими, как только они оказываются в скважине (из-за их низкого сопротивления сдвигу от прокачки). Одна из систем этого типа описана в патенте США 4695389 (см. также патент США 4324669 и патент Великобритании 2012830, оба они цитируются там), который имеет того же обладателя, как и настоящая заявка. В частности, патент '389 описывает гелеобразующий агент на основе вязкоупругого по 005238 8 верхностно-активного вещества, предназначенного для использования при кислотном трещинообразовании. Особенно предпочтительным воплощением является флюид, состоящий из соли N,N-бис(2-гидроксиэтил) жирного амина уксусной кислоты (гелеобразующий агент), соли ацетата щелочного металла, уксусной кислоты (кислота, которая реально удаляет повреждение из формации) и воды. Другая гелеобразующая система на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, также принадлежащая Schlumberger, известна как OilSEEKER, и описана в F.F. Chang, et(1999). Эта система отличается от настоящего изобретения тем, что она не является самоотводящейся системой, т.е. обработка OilSEEKER производится в две стадии: (1) нагнетание вещества для создания отводов, а затем; (2) нагнетание кислоты. Обработки, основывающиеся на флюидах по настоящему изобретению, базируются на единственной стадии, поэтому оно является химически очень отличным, поскольку вещество для создания отводов содержится в содержащем кислоту флюиде. Вторая группа химических методик для создания отводов направлена на отведение потока кислоты путем модификации лицевой поверхности скважины (точка ввода кислоты в резервуар). Чаще всего, эти методики основываются на использовании материала либо из частиц, растворимых в нефти, либо из растворимых в воде частиц, которые направлены на зоны с высокой проницаемостью, чтобы перекрыть их, и тем самым, отвести поток кислоты в зоны с низкой проницаемостью. Разумеется, эти методики являются очень чувствительными к любой особенности в резервуаре, которая будет выводить эти частицы из целевой зоны, например, к природной трещине. Более того, целью материала из частиц является осадить фильтрующий слой с очень низкой проницаемостью на лицевой поверхности скважины. Этот слой часто может быть сложным для очистки. Например, растворимые в нефти вещества для создания отводов не являются хорошо приспособленными для скважин с нагнетанием воды или для скважин с высоким давлением воды. Более того, частицы вещества для создания отводов должны тщательно согласовываться по свойствам с формацией, чтобы предотвратить внутреннее осаждение фильтрующего слоя. В противном случае они будут вызывать постоянное перекрывание, при этом все еще создавая достаточно низкую проницаемость, чтобы вызвать адекватный рост давления, который приводит к возникновению отводов. Все еще существует потребность в системе для создания отводов, имеющей еще более тонко модулируемую вязкость - т.е. во флюиде,который проявляет очень высокое сопротивле 9 ние сдвигу и низкую вязкость при прокачке,который образует гель вскоре после достижения цели, который образует гель с достаточной прочностью, чтобы сделать возможным образование отвода, и который непосредственно и почти полностью "крошится" или возвращается в негелевое состояние, как только обработка прекращается и скважина возвращается назад в работу. Далее будет изложено само изобретение и первичные коммерческие параметры для новой химической обработки, описываемой и заявляемой здесь. Часто, несущий углеводороды резервуар будет производить гораздо меньше нефти (или газа), чем ожидалось - либо из-за внутренних особенностей резервуара, либо из-за химического повреждения резервуара, возникшего во время бурения скважины. В некоторых из этих случаев является желательным "стимулировать" нефтеносную зону для повышения производительности (или потока нефти из резервуара на поверхность). Существуют две методики, чтобы сделать это: трещинообразование и матричное подкисление. Настоящее изобретение направлено, прежде всего, хотя и не исключительно, на последнюю методику. Была обнаружена новая система с гелеобразованием, которая демонстрирует полностью обратимое поведение, т.е. флюид может быть превращен в гель, а потом преднамеренно раскрошен (разрушен), по потребности. Широко говоря, эти системы не являются новыми в данной области, но то, что является частично новым, представляет собой конкретную систему,т.е. гелеобразующую систему, объединенную с химическими инициаторами (либо получаемыми из окружающей матрицы, либо добавляемыми преднамеренно). В определенных, особенно предпочтительных воплощениях, относящихся к матричному подкислению, химические инициаторы поставляются геологической матрицей(т.е. они не добавляются преднамеренно, как отдельная стадия), внося дополнительный вклад в новизну настоящего изобретения. Кроме этого, коммерческие приложения настоящего изобретения являются по существу неограниченными. Широко говоря, настоящее изобретение является направленным на обратимый загуститель, который является в высшей степени стабильным по отношению к определенным растворенным веществам (в предпочтительных воплощениях используется сильная кислота),который легко прокачивать (т.е. он является устойчивым к сдвигу), вязкость которого затем может быть селективно и существенно повышена, даже до такой степени, что он может формировать барьер, при этом отводя растворенное вещество от его первоначального пути потока, и вязкость которого может легко быть разрушена с помощью простого химического инициатора. 10 Для целей удобства здесь будут упоминаться предпочтительные или особенно предпочтительные воплощения флюида по настоящему изобретению как "SDA" (самоотводящаяся кислота). Особенно предпочтительное воплощение флюида по настоящему изобретению состоит из: (1) гелеобразующего агента (или первичного поверхностно-активного вещества);(4) воды. Особенно предпочтительные гелеобразующие агенты представлены ниже:(вторичное поверхностно-активное вещество) где m=10-22, n=1-5, р=1-3, и х=8-10. В соответствии с предпочтительным воплощением настоящего изобретения, гелеобразующий агент добавляют при концентрации в пределах между 3 и примерно 5 мас.%. Вторичное поверхностно-активное вещество добавляют при концентрации в пределах примерно между 0,3 и примерно 0,5 мас.%. Кислоту добавляют при концентрации между примерно 3 и примерно 28 мас.%. В наиболее предпочтительном воплощении, гелеобразующий агент присутствует во флюиде при концентрации около 3-4%, вторичное поверхностно-активное вещество присутствует при концентрации около 0,3-0,4%, и кислота присутствует при концентрации около 25%. Фиг. 1 показывает два особенно предпочтительных первичных поверхностно-активных вещества, которые содержат SDA. Фиг. 2 изображает вероятный механизм для учета необычного поведения SDA; Фиг. 2 а показывает систему SDA после прокачки, перед расходованием кислоты (в негелевом состоянии). Как показывает схема реакции, положительно заряженные группы азота на молекулах первичного поверхностноактивного вещества вызывают отталкивание молекул друг от друга; Фиг. 2b показывает ту же самую системуSDA после прокачки и после расходования кислоты (в гелевом состоянии). По сравнению с фиг. 2 а, отталкивание азот-азот ослабляется теперь отрицательно заряженным вторичным поверхностно-активным веществом, которое становится депротонированным при более высоких рН (поскольку кислота расходуется). Кроме того, карбоксилатные группы на молекулах первичного поверхностно-активного вещества также становятся депротонированными, но здесь 11 электростатическое отталкивание сводится к минимуму с помощью Са 2+, который высвобождается при растворении кальцита, присутствующего в матрице. Фиг. 3 представляет результаты исследований, проведенных для демонстрации гелеобразующего поведения SDA, здесь вязкость SDA представлена как функция рН (Са 2+ не добавляется). Фиг. 4 представляет результаты исследований (подобных тем, которые представлены на фиг. 3), проведенных для демонстрации гелеобразующего поведения SDA, здесь вязкость SDA представлена как функция рН, для системыSDA, к которой добавляют Са 2+. Фиг. 5 представляет результаты (падение давления как функция времени) исследований потока в одном керне с использованием кернаIndiana Limestone при 135F и 28% НСl. Данные показывают выраженное, почти вертикальное,падение давления, когда кислота разрушает керн. Эти данные предлагаются как обычная или базовая система для сравнения с SDA. Фиг. 6 представляет результаты исследований, аналогичных тем, которые представлены на фиг. 5, но с использованием коммерчески доступной кислотной гелеобразующей системы(без кислоты) вместо НСl. Результаты показывают менее выраженную кривую прохождения с разрушением, что доказывает менее прямой путь флюида через керн. Это исследование производится при 135F. Данные от керна выглядят грязными, что является доказательством остатка полимера и осаждения. Фиг. 7 представляет результаты исследований, подобных тем, что на фиг. 6, но при 220F. Фиг. 8 представляет результаты исследований, подобных тем, что на фиг. 7, но кислоту(0,3%) в отношении 10:1, и температура равна 150F. Фиг. 9 представляет результаты исследований, подобных тем, что на фиг. 8, за исключением того, что к SDA добавляют ингибитор коррозии, и температура равна 200F. Фиг. 10 представляет собой блок-схему устройства, используемого при исследованиях с использованием множества кернов. Схема ясно показывает в средней части изображения три керна, через которые направляется флюид. Фиг. 11 представляет результаты исследования потока с множеством кернов, в которых 15% НСl (без SDA) нагнетается во множество кернов, расположенных, как показано на фиг. 10; в этих конкретных исследованиях три керна имели начальные проницаемости (слева направо) 66,5, 34,5 и 32,0 миллидарси, и конечные проницаемости 5000, 34,3 и 37,6 мд. Падение 12 давления как функция объема пор представлено на фиг. 11 а. Фиг. l1b показывает результаты СТ сканирования поперечных сечений через один сантиметр каждого из трех кернов, последовательно. Результаты СТ сканирования демонстрируют образование продольных свищей в кернах. Как показывает фиг. 11b, 15% раствор НС 1, нагнетаемый в систему из трех кернов, оставляет единственный главный канал для прохождения потока через керн с высокой проницаемостью и оставляет остальные два керна по существу нетронутыми. Фиг. 12 представляет результаты исследований потоков во множестве кернов, в которых флюид с 3% SDA нагнетается во множество кернов, расположенных, как показано на фиг. 10; в этом конкретном исследовании три керна имели начальные проницаемости (слева направо) 35,0, 48,7 и 32,1 миллидарси, и конечные проницаемости 47,2, 5000 и 74,8 мд. Падение давления как функция объема пор представлено на фиг. 12 а. Фиг. 12b показывает результаты СТ сканирования поперечных сечений через один сантиметр для каждого из трех кернов, последовательно. Результаты СТ сканирования показывают формирование продольных свищей в кернах. Как показывает фиг. 12b, SDA, в противоположность 15% раствору НС 1, оставляет более сложную структуру каналов для потока, т.е. образование свищей показано во всех трех кернах,вместо одного доминирующего канала для потока в керне с высокой проницаемостью. Фиг. 13 представляет результаты исследований потока во множестве кернов, в которых флюид с 4% SDA нагнетается во множество кернов, расположенных как показано на фиг. 10; в этом конкретном исследовании три керна имели начальные проницаемости (слева направо) 39,0, 91,1 и 26,8 миллидарси, и конечные проницаемости 47,2, 5000 и 74,8 мд. Падение давления как функция объема пор показано на фиг. 13 а. Фиг. 13b показывает результаты СТ сканирования поперечных сечений через один сантиметр для каждого из трех кернов, последовательно. Результаты СТ сканирований демонстрируют образование продольных свищей в кернах. Как показывает фиг. 13b, SDA, в противоположность 15% раствору НСl, оставляет более сложную структуру каналов для потока, т.е. образование свищей показано во всех трех кернах, вместо одного доминирующего канала для потока в керне с высокой проницаемостью. Фиг. 14 представляет результаты ряда исследований потока во множестве кернов, в которых несколько различных систем матричного подкисления сравниваются при идентичных условиях (150F, Indiana Limestone); график показывает разность давления как функцию объема пор для четырех различных систем подкисления (15% НСl, известная из литературы сис 13 тема с поперечно-сшитым полимером, система с 3% SDA, и система с 4% SDA). Более высокие пики, наблюдаемые в системах с SDA, по сравнению с двумя другими системами показывают превосходное гелеобразующее поведение последних. Первичное применение по настоящему изобретению относится к применениям при обслуживании нефтяных месторождений, в частности, к применению при матричном подкислении. Это применение используется здесь для иллюстрации принципиальных особенностей настоящего изобретения: (1) очень низкая вязкость (например, во время прокачки); (2) высокая вязкость, достаточная для отвода потока,если это необходимо; (3) простые химические инициаторы изменения вязкости; и (4) стабильность по отношению к коррозивным растворенным веществам (активность ни растворенного вещества, ни системы флюидов, не ослабляется). Предпочтительная система состоит из: (1) поверхностно-активного вещества; (2) вторичного поверхностно-активного вещества; (3) растворенного вещества (например, кислоты); и (4) химических инициаторов. Особенно предпочтительные поверхностно-активные вещества представлены на фиг. 1 и 2. Критические функциональные группы первичного поверхностно-активного вещества по настоящему изобретению представлены ниже Предпочтительно R1 и R2 представляют собой очень короткие алкильные группы; R3 предпочтительно представляет собой достаточно длинный гидрофобный хвост, например, насыщенную или ненасыщенную алкильную цепь с 15-30 атомами углерода, хотя это может быть ненасыщенная, разветвленная или прямая цепь,тем не менее, она может содержать гидрофильные функциональные группы (в предпочтительных воплощениях, например, амидную группу). То, что является важным, представляет собой общую гидрофобность. Эти гидрофобные хвосты способствуют агрегации или самораспределению, что, в свою очередь, приводит к образованию геля. Эти группы должны быль достаточно гидрофобными, чтобы вызывать этот переход, но не настолько гидрофобными, чтобы молекулы не могли дисагрегироваться во время прокачки и в начале миграции внутрь формации. Карбоксилатная группа и функциональные группы четвертичных аминов являются в основном ответственными за уникальный химический механизм настоящего изобретенияположительно заряженные атомы азота в соседних молекулах отталкиваются друг от друга, предотвращая аг 005238 14 регацию, предшествующую образованию геля, к тому же этот эффект ослабляется с увеличением рН, и сульфонатная группа на вторичном поверхностно-активном веществе становится депротонированной. Кроме того, кислотноосновное поведение карбоксилатной группы предпочтительно плавно регулируется, так что,когда рН увеличивается, происходит депротонирование, к тому же электростатическое отталкивание минимизируется вновь высвобождающимися ионами Са 2+ или любым многовалентным катионом, либо высвобождающимся,либо подводимым. Между четвертичным амином и карбоксилатной группой предпочтительно находится относительно небольшая алкильная цепь (например, р=2-5). В других воплощениях основная химическая структура первичного поверхностноактивного вещества не должна быть выражена так подробно. Таким образом, первичное поверхностно-активное вещество может быть представлено общей формулой: в которой R1 может быть любой гидрофобной цепью из более чем примерно 10 атомов углерода, хотя то, что является важным, это,чтобы гидрофобность (измеряется с помощьюKcw, и т.п.) была примерно такой же, как и в особенно предпочтительном воплощении, представленном выше (SDA); то что он состоит из некоторых гидрофильных функциональных групп является менее важным по сравнению с общей длиной цепи и общей гидрофобностью. Группы, обозначенные как R2 и R4, являются одинаковыми или различными и представляют собой небольшие (около 1-3 атомов углерода) углеводородные группы с разветвленной или прямой цепью, насыщенные или ненасыщенные; или они могут быть гидроксигруппами. Группа, обозначаемая как R3, является такой же,как и в особенно предпочтительном воплощении, -СН 2 СОО-. В других воплощениях метильная группа может иметь вплоть до нескольких атомов углерода в длину; и карбоксилатная группа может быть, например, фосфатной, фосфонатной, сульфонатной и сульфатной - то, что является критичным для этой конкретной части молекулы, представляет собой не точную химическую структуру, но ее кислотно-основное поведение, поскольку системы, имеющие кислотно-основное поведение, подобное особенно предпочтительным воплощениям, определенно лежат в рамках настоящего изобретения. Как уже было сказано, первичной задачей этого флюида является то, чтобы он не образовывал геля при добавлении кислоты (т.е. являлся жидким во время прокачки), но чтобы он образовывал особенно плотный гель (достаточный для 15 отвода дальнейшего потока), когда кислота расходуется. Предпочтительное вторичное поверхностно-активное вещество (совместимое с поверхностно-активным веществом, представленным выше) представляет собой додецилбензолсульфоновую кислоту (или соль кислоты, например,натриевая соль, или "SDBS"). Ключевыми особенностями вторичного поверхностноактивного вещества являются относительно длинный гидрофобный хвост и гидрофобная голова, имеющая функциональную группу, которая действует как кислота Брнстеда и имеет кислотно-основное поведение (рка), так что оно способствует/ингибирует гелеобразование или агрегацию первичного поверхностно-активного вещества согласно механизмам, представленным на фиг. 2 а и 2b. Наконец, кислота - т.е. агент, который на самом деле растворяет матрицу и создает желаемые каналы для прохождения потока - представляет собой, в особенно предпочтительных воплощениях, хлористо-водородную кислоту,но не обязательно должен быть ею. На самом деле, это может быть по существу любая минеральная кислота, другим образом совместимая с первичным поверхностно-активным веществом и вторичным поверхностно-активным веществом по настоящему изобретению. Другие предпочтительные системы представляют собой фтористо-водородную кислоту, смесь фтористоводородной/хлористо-водородной кислот, серную, фтористо-борную, фосфорную кислоту,азотную, муравьиную, уксусную, лимонную и малеиновую кислоты. Кроме того, настоящее изобретение может включать хелатирующий агент, часто используемый при обработках для устранения повреждений при обслуживании нефтяных месторождений. Далее будет описан предлагаемый механизм действия этой предпочтительной системы. Для простоты объяснений он будет описан в конкретном коммерческом контексте матричного подкисления. Система (поверхностно-активное вещество и вторичное поверхностно-активное вещество) смешивается с желаемым растворенным веществом, например, хлористо-водородной кислотой (с образованием SDA). Эта система изначально имеет очень низкую вязкость. Таким образом, ее легко прокачивать при низких давлениях трения, кроме этого, системы по настоящему изобретению являются очень нечувствительными к сдвигу. Это означает, что сдвиг,например, при прокачке, не разрушает химическую систему. Когда SDA размещается в формации, присутствие кислоты заставляет систему оставаться флюидом. Т.е. никакого гелеобразования не происходит (см. фиг. 2 а). Когда кислота расходуется, генерируются химические инициаторы, которые вызывают желаемое изменение вязкости. Фиг. 2b представляет ту же самую 16 систему SDA после закачки и после расходования кислоты (в гелеобразном состоянии). По сравнению с фиг. 2 а отталкивание азот-азот ослабляется теперь отрицательно заряженным вторичным поверхностно-активным веществом,которое становится депротонированным при более высоких рН (когда кислота расходуется). Кроме того, карбоксилатные группы в молекулах первичного поверхностно-активного вещества также становятся депротонированными, но здесь электростатическое отталкивание сводится к минимуму с помощью Са 2+, который освобождается при растворении кальцита, присутствующего в матрице. Поэтому, и как показано на фиг. 2b, электростатическое отталкивание между положительно заряженными атомами азота на молекулах первичного поверхностноактивного вещества ослабляется с помощью вторичного поверхностно-активного вещества,теперь заряженного отрицательно, поскольку электростатическое отталкивание устраняется,молекулы поверхностно-активного вещества слипаются друг с другом из-за реакции естественного распределения. То есть из-за их гидрофобных хвостов, молекулы естественным образом конгрегируют, прочь из водного раствора. Это приводит к образованию геля. Когда этот гель формируется, он перекрывает каналы для потока (либо те, которые образуются под действием кислоты, либо те, которые изначально присутствуют в формации). Когда дополнительный флюид SDA закачивается в формацию, он встречает гель и отводится от геля по направлению к областям с более высокой проницаемостью. То есть флюид теперь рассматривает заполненную гелем область как область с низкой проницаемостью. Таким образом, поток флюида меняет направление или отводится благодаря образованию геля из флюида SDA. Процесс повторяется. Таким образом, когда флюид SDA отводится, кислота создает другой канал для прохождения потока. Когда кислота расходуется, образуется гель, отводит поток и так далее. Дополнительной, в высшей степени новой особенностью настоящего изобретения является то,что гель легко разрушается, либо путем разведения водой, либо когда углеводород затекает из формации в канал для потока, где остается гель. Таким образом, сущностью настоящего изобретения является жидкость-носитель, вязкость которой может плавно модулироваться от легко текучей жидкости, имеющей низкое сопротивление сдвигу, до очень вязкого геля, способного отводить дальнейший поток с помощью очень простых химических инициаторов, в предпочтительных воплощениях, с помощью инициаторов, изначально присущих окружающей среде, в которой размещается флюид. Настоящее изобретение иллюстрируется со ссылками на конкретные коммерческие параметры, 17 прежде всего для простоты объяснения, а также для описания предпочтительного воплощения. Пример 1. Исследование вязкости: поведение при гелеобразовании и контроль вязкостиSDA. Сначала авторы проводят исследования для демонстрации того, что система SDA на самом деле формирует гель. Фиг. 3 и 4 представляют результаты исследований, предусмотренных для демонстрации поведения SDA при гелеобразовании. В обоих случаях исследуемая система представляет собой флюид, состоящий из 3% первичного поверхностно-активного вещества, показанного на фиг. 1 (вверху), и 0,3%SDBS. На фиг. 4 кривая, образованная символами в виде треугольников, показывает поведение системы, известной из литературы. На фиг. 3 квадратики представляют исследуемую систему без добавления кальция. Как показано на фиг. 3,вязкость SDA (без добавления Са 2+) возрастает примерно на два порядка по величине, когда рН увеличивается от 2 до 4. Увеличение вязкости при повышении рН является значимым, поскольку, когда кислота расходуется в формации,рН окружающей среды естественным образом возрастает, приводя к образованию геля, и, следовательно, приводя к отводу. Пример 2. Исследования потоков в кернах: гелеобразование SDA задерживается до тех пор,пока не израсходуется кислота. Продемонстрировав, что SDA образует гель при определенных условиях, авторы теперь представляют результаты ряда исследований,которые дополнительно демонстрируют поведение SDA при гелеобразовании, но которые предназначены, прежде всего, для того, чтобы показать, что гелеобразование SDA может эффективно контролироваться, например, до тех пор, пока кислота не израсходуется. Эта особенность является критичной, поскольку кислота должна мигрировать (переноситься протекающей средой) прочь от скважины в порядке продолжения создания желаемых каналов для прохождения потока. Исследования, представленные в этом примере, представляют собой исследования потоков в кернах, т.е. системуSDA заставляют протекать через небольшой керн известняка, предназначенный для моделирования закачки SDA в матрицу из карбоната в типичной подземной формации с нефтью/газом. Фиг. 5 представляет результаты (уменьшение давления как функцию времени) исследования потока в одном керне с использованием керна Indiana Limestone при 135F и 28% НСl. Данные показывают выраженное, почти вертикальное, уменьшение давления, когда кислота проходит сквозь керн. Эти данные предлагаются как обычная или базовая система для сравнения с SDA. Фиг. 6 представляет результаты исследования, аналогичного тому, что представлено на фиг. 5, но с использованием известной из литературы системы для отвода с поперечно 005238 18 сшитым гелем вместо одной только НС 1. Результаты показывают гораздо менее выраженную кривую прохождения, что указывает на менее прямой путь флюида через керн. Фиг. 7 представляет результаты исследования, подобного тому, что на фиг.6, но с использованием системы по настоящему изобретению (без вторичного поверхностно-активного вещества, как в предпочтительных воплощениях). Также, в отличие от исследований, представленных на фиг. 5 и 6, данное исследование проводится при 220F. Как и на фиг. 6 менее выраженное прохождение является доказательством менее прямого, более сложного пути для флюида, созданного вдоль керна. Фиг. 8 представляет результаты исследования, подобного тому, что на фиг. 7,но в этот раз с использованием особенно предпочтительного воплощения настоящего изобретения (первичного поверхностно-активного вещества, как показано на фиг. 1 (вверху), и SDBS состоит из поверхностно-активного вещества(3%) и вторичного поверхностно-активного вещества (0,3%) в отношении 10:1 (температура равна 150F. Эти данные показывают еще более постепенное уменьшение давления по отношению ко времени, если сравнивать с ранее исследованными системами в настоящем примере - опять же, в доказательство менее прямого пути потока через керн, которое, в свою очередь, указывает на создание более сложной сети каналов для потока, вместо единственного пути для потока (как на фиг. 5). Фиг. 9 представляет результаты исследования, подобного тому, что на фиг. 8, за исключением того, что к SDA добавляется ингибитор коррозии, и температура равна 200F. Эти данные, по сравнению с теми,что на фиг. 8, показывают, что SDA является превосходно совместимой с коммерческими ингибиторами коррозии. Пример 3. Исследование потоков на множестве кернов: поведение SDA при гелеобразовании приводит к значительному отводу. Исследования в примере демонстрируют прецизионный контроль вязкости SDA, т.е. то,что она течет как менее вязкая жидкость, чтобы доставить кислоту в матрицу, а затем, когда кислота расходуется, и Са 2+ генерируется при растворении матрицы, начинает преобразовываться в гель. Эта серия исследований предназначена для того, чтобы показать, что это поведение может на самом деле быть использовано для достижения желаемого зонального покрытия. Кроме того, эти исследования доказывают, что кислота является стабильной в среде, образующей гель. Исследования, представленные в настоящем примере, осуществляются с использованием устройства, показанного на фиг. 10. Три ячейки для кернов показаны как 10, 20, и 30. В этих исследованиях каждый керн имеет начальную проницаемость, отличающуюся от остальных. В самом деле, можно ожидать, что, напри 19 мер, 15% раствор НСl (без SDA) при введении в ячейки должен образовывать главный канал для потока в керне с самой высокой проницаемостью и оставлять остальные два керна по существу нетронутыми (плохое зональное перекрывание). Другие детали устройства представляют собой резервуар 40, нагнетательный насос 50,поршень 60 (показывается кислота + SDA под поршнем и вода над поршнем), танк с азотом 70,газовый измеритель потока 80, газовый контроллер 90, спеченные металлические фильтры(генераторы пены) 100, 110, трехходовой клапан 120, дифференциальный преобразователь давления 130, рабочий насос 140, резервуар 150,ячейку для визуального наблюдения 160 и регуляторы обратного давления 170, 180. После завершения каждого отдельного захода (нагнетания флюида через устройство при исследовании) керны, которые имеют длину 10 см, удаляются из устройства и разрезаются на 10 идентичных кусков по 1 см. Как и в более ранних сериях исследований(примеры 1 и 2) предпочтительные системы по настоящему изобретению сравниваются с известной из литературы базовой системой, в этом случае, с флюидом, содержащим 15% НСl. Фиг. 11 представляет результаты исследования потока на множестве кернов, в которых 15% НСl(без SDA) нагнетается во множество кернов,расположенных, как показано на фиг. 10; в этом конкретном исследовании три керна имеют начальные проницаемости (слева направо) 66,5,34,5 и 32,0 миллидарси, и конечные проницаемости 5000, 34,3 и 37,6 мд. Падение давления как функция объема пор представлено на фиг. 11 а. Фиг. 11b показывает результаты СТ сканирования поперечных сечений через один сантиметр для каждого из трех кернов, последовательно. Результаты СТ сканирования показывают формирование свищей вдоль кернов. Как показывает фиг. 11b, раствор 15% НСl, нагнетаемый в систему из трех кернов, оставляет один доминирующий канал для прохождения потока через керн с высокой проницаемостью и оставляет остальные два керна по существу нетронутыми. Фиг. 12 представляет результаты исследований потоков на множестве кернов, в которых 3% флюид SDA нагнетается во множество кернов, расположенных, как показано на фиг. 10; в этом конкретном исследовании три керна имеют начальные проницаемости (слева направо) 35,0,48,7 и 32,1 миллидарси, и конечные проницаемости 47,2,5000 и 74,8 мд. Падение давления как функция объема пор представлена на фиг. 12 а. Фиг. 12b показывает результаты СТ сканирования поперечных сечений через один сантиметр для каждого из трех кернов, последовательно. Результаты СТ сканирования показывают формирование свищей вдоль кернов. Как 20 показывает фиг. 12b, SDA, в противоположность 15% раствору НСl (базовая система), оставляет более сложную структуру каналов для потоков. То есть формирование свищей показано во всех трех кернах, вместо единственного доминирующего канала для потока в керне с высокой проницаемостью. Фиг. 13 представляет результаты исследования потока на множестве кернов, в которых 4% флюида SDA нагнетается во множество кернов, расположенных, как показано на фиг. 10; в этом конкретном исследовании три керна имеют начальные проницаемости (слева направо) 39,0,91,1 и 26,8 миллидарси, и конечные проницаемости 47,2,5000 и 74,8 мд. Падение давления как функция объема пор представлено на фиг. 13 а. Фиг. 13b показывает результаты СТ сканирования поперечных сечений через один сантиметр для каждого из трех кернов, последовательно. Результаты СТ сканирования показывают формирование свищей вдоль кернов. Как показывает фиг. 13b, SDA, в противоположность 15% раствору НСl, оставляет более сложную структуру каналов для потоков, т.е. формирование свищей доказывается во всех трех кернах, вместо одного доминирующего канала для потока в керне с высокой проницаемостью. Фиг. 14 представляет результаты серии исследований потока на множестве кернов, в которых несколько различных систем матричного подкисления сравнивается при идентичных условиях (150F, Indiana Limestone). График демонстрирует разность давлений как функцию объема пор для четырех различных систем подкисления (15% НС 1, известная из литературы система с поперечно-сшитым полимером, система с 3% SDA и система с 4% SDA). Более высокие пики, наблюдаемые в системах SDA, если сравнивать с другими двумя системами, указывают на превосходное поведение последних при гелеобразовании. Пример 4. Исследования коррозии: SDA является коррозивной в минимальной степени. Разумеется, любая система матричного подкисления является неэффективной с точки зрения эксплуатации, если она избыточно корродирует насосы, железные изделия, оболочки и так далее. Поэтому была проведена серия исследований для изучения коррозивности SDA. Повсеместно принятой скоростью коррозии,которая считается предельно допустимой, считается 0,05 фунта/ фут 2/24 ч, при конкретном типе экспериментального протокола, который применяется в данных исследованиях. Согласно этому протоколу, коррозия сталиN-80 исследуется во время 24-часовых загрузочных исследований при атмосферном давлении, при 150F. Система SDA состоит из 5% НСl, 3% поверхностно-активного вещества и 0,3% вторичного поверхностно-активного вещества. В каждом заходе концентрация коммерче 21 ского ингибитора коррозии изменяется. Результаты представлены в табл. 1. Таблица 1. Испытания коррозии с SDA Как показывают эти данные, SDA не является излишне коррозивной даже при отсутствии ингибитора коррозии. При добавлении умеренных количеств ингибитора коррозии SDA находится гораздо ниже стандартного уровня для коррозивности. Фиг. 9, обсуждаемая в примере 2, представляет результаты по рабочим характеристикам SDA в исследованиях потоков для одного керна в присутствии коммерческого ингибитора. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Флюид для стимуляции извлечения углеводородов, приготавливаемый путем объединения или его протонированного/депротонированного гомолога или соли; и где R является углеродной цепью с 16-26 атомами углерода и может быть насыщенной или ненасыщенной, разветвленной или прямой; где n находится в пределах между 2 и 10 и где р находится в пределах между 1 и 5;(с) кислоты, выбранной из группы, состоящей из хлористо-водородной кислоты, смеси фтористо-водородной кислоты и хлористоводородной кислоты, уксусной кислоты и муравьиной кислоты. 2. Флюид по п.1, в котором m = 18-22, n = 2-5 и р = 1-3. 3. Флюид по п.2, в котором указанное вторичное поверхностно-активное вещество представляет собой паранатрий додецилбензолсульфонат. 4. Флюид по любому из пп.1-3, в котором указанный гелеобразующий агент присутствует в указанном флюиде при концентрации в пределах между 3 и около 5 мас.%, предпочтительно в пределах между около 3 и 4 мас.%, указанное 22 вторичное поверхностно-активное вещество присутствует в указанном флюиде при концентрации в пределах между около 0,3 и около 0,5 мас.%, предпочтительно в пределах между 0,30,4 мас.%, и указанная кислота присутствует в указанном флюиде при концентрации в пределах между около 3 и около 28 мас.%, предпочтительно около 25 мас.%. 5. Система флюидов, имеющая обратимо регулируемую вязкость, содержащая гелеобразующий агент формулы вторичное поверхностно-активное вещество и растворяющий агент, где указанный гелеобразующий агент представляет собой амфотерное поверхностно-активное вещество, имеющее, по существу, гидрофобную часть R1, включающую углеводородную цепь по меньшей мере из 10 атомов углерода, и, по существу, гидрофильную часть N+R2R3CnX, где R2 и R3 являются одинаковыми или различными и содержат от 1 до 3 атомов углерода и являются разветвленными или прямолинейными, насыщенными или ненасыщенными, или являются ОН-группами, а Сn является углеводородной цепью с от 1 до 3 атомов углерода, и X является карбоксилатной,фосфатной, фосфонатной, сульфонатной или сульфатной группой, где указанное вторичное поверхностно-активное вещество представляет собой органическую кислоту, имеющую гидрофильную часть и гидрофобную часть, и указанный растворяющий агент выбирают из группы,состоящей из хлористо-водородной кислоты,смеси хлористо-водородной и фтористоводородной кислот, фтористо-борной кислоты,азотной кислоты, фосфорной кислоты, малеиновой кислоты, лимонной кислоты, уксусной кислоты и муравьиной кислоты, где указанный гелеобразующий агент присутствует в количестве, достаточном для образования геля в присутствии активирующего количества указанного вторичного поверхностно-активного вещества,когда указанный растворяющий агент расходуется, и многовалентные положительные ионы генерируются in situ или добавляются преднамеренно. 6. Система флюидов по п.5, в которой R1 представляет собой углеводородную цепь из от 15 до 25 атомов углерода. 7. Система флюидов по п.6, в которой R1 дополнительно содержит либо амидную группу,либо карбонильную группу, расположенную между атомом углерода с номером 3 и атомом углерода с номером 10, считая от атома углерода, связанного с X. 8. Система флюидов по п.7, в которой R1 представляет собой где m находится в пределах между 15 и 25,предпочтительно в пределах между 15 и 20, и где n находится в пределах между 2 и 10, предпочтительно в пределах между 2 и 8. 9. Система флюидов по пп.5-8, в которой X состоит из карбоксилатной группы на ее конце. 10. Система флюидов по п.9, в которой X дополнительно содержит атом N или Р, в пределах четырех атомов от указанной карбоксилатной группы. 11. Система флюидов по п.10, в которой X представляет собой где р находится в пределах между 1 и 5. 12. Система флюидов по любому из пп.511, в которой указанное вторичное поверхностно-активное вещество представляет собой где х находится в пределах примерно между 7 и 15.