Разработка и исследование кислотной композиции для условий месторождения Белый Тигр тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Ву Вьет Тхань

• Ву Вьет Тхань
• кандидат наук
• 2023

Оглавление диссертации кандидат наук Ву Вьет Тхань

Введение

Глава 1. Кислотные обработки терригенных коллекторов с повышенной пластовой температурой

1.1 Основные причины ухудшения проницаемости пород-коллекторов в призабойной зоне продуктивного пласта

1.2 Механизмы воздействия кислотных составов на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных коллекторов

1.2.1 Воздействие кислотных составов на призабойную зону в карбонатных коллекторах

1.2.2 Воздействие кислотных составов на призабойную зону в терригенных коллекторах

1.3 Факторы, влияющие на эффективность проведения кислотных обработок26

1.4 Особенности применения кислотных обработок на объектах месторождения «Белый Тигр» с высокой пластовой температурой

1.5 Выводы по главе

Глава 2. Объекты и методы исследования

2.1 Геолого-физические характеристики отложений нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр»

2.2 Физико-химические свойства пластовых флюидов залежей нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр»

2.3 Методики подбора кислотных композиций с учетом минералогического состава породы продуктивного коллектора и пластовой температуры

2.3.1 Определение минералогического состава кернового материала

2.3.2 Оценка термостабильности кислотных композиций, содержащих поверхностно-активные вещества

2.3.3 Методика определения скорости коррозии материала насосно-компрессорных труб

2.3.4 Определение совместимости кислотных композиций с нефтью

2.3.5 Определение межфазного натяжения в системе кислотная композиция -углеводород

2.3.6 Подготовка кернового материала к исследованию растворимости кислотными композициями

2.3.7 Оценка степени растворимости образцов керна продуктивного коллектора кислотными композициями

2.3.8 Фильтрационные методы тестирования кислотных композиций

2.4 Выводы по главе

Глава 3. Разработка эффективной кислотной композиции для условий нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр»

3.1 Критерии выбора основных компонентов кислотной композиции, соответствующих условиям нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр»

3.2 Исследование кернового материала методом рентгеноспектрального микроанализа

3.3 Первичный выбор компонентов для кислотных композиций

3.4 Оценка стабильности, термостабильности и коррозионной активности исходных кислотных композиций

3.5 Определение совместимости кислотных композиций с дегазированной нефтью нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр»

3.6 Оптимизация компонентного состава кислотных композиций

3.7 Исследование растворимости породы продуктивного коллектора исследуемыми кислотными композициями

3.8 Определение межфазного натяжения и коррозионной активности композиций 1.4 и

3.9 Экспериментальная оценка воздействия кислотной композиции 2.4 на фильтрационно-емкостные свойства пористой среды в динамических условиях

3.10 Выводы по главе

Глава 4. Реализация кислотной обработки призабойной зоны пласта на нижнем миоцене шельфового месторождения «Белый Тигр»

4.1 Последовательность закачки и объемы рабочих жидкостей, необходимых для кислотной обработки добывающих скважин терригенных коллекторов

4.2 Оборудование, используемое для выполнения кислотных обработок ПЗП на шельфе Вьетнама

4.3 Содержание работ при кислотной обработке скважин

4.4 Этапы выполнения работ по закачке реагентов на морской стационарной платформе

4.5 Технология кислотной обработки на блок-кондукторах с помощью транспортно-буксирного судна

4.6 Выводы по главе

Заключение

Список сокращений и условных обозначений Список литературных источников

111

Введение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование кислотной композиции для условий месторождения Белый Тигр»

Актуальность темы исследования

Добыча нефти во Вьетнаме, на данный момент осуществляется на целом ряде месторождений: «Белый Тигр», «Белуга», «Дракон», «Белый Медведь», «Южный Дракон - Дой Мой», «Белый Заяц». Среди них, месторождение «Белый Тигр», несмотря на то, что введено в эксплуатацию более 35 лет назад, является до сих пор наиболее крупным месторождением по объему добываемой продукции. Несмотря на столь высокие показатели, количество нефти, которое добывается, стремительно снижается. Так, если в начале разработки подавляющая часть добытой нефти приходилась на промышленные залежи кристаллического трещиноватого коллектора фундамента, то в 2021 году годовой уровень добычи нефти из фундамента составил только 50 %. Другая половина добытой нефти была получена из осадочного чехла, представленного преимущественно терригенными породами верхнего и нижнего олигоцена (16% от общей добычи нефти), и нижнего миоцена (34 % от общей добычи нефти). Поэтому одной из важнейших задач нефтедобывающей отрасли Вьетнама является поддержание на максимально возможном уровне дебитов добывающих скважин на месторождении в целом и эксплуатационных объектах нижнего миоцена в частности.

На каждом из этапов процесса разработки, а также добычи нефтяного сырья ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород-коллекторов в призабойной зоне пласта (ПЗП) добывающих скважин. Для их восстановления применяются разнообразные методы интенсификации добычи нефти, в том числе и кислотные обработки.

Проведенные ранее исследования и анализ результатов уже выполненных кислотных обработок на месторождении Белый Тигр для стимуляции добычи нефти в большинстве своем показывают, что в настоящее время особую практическую значимость и актуальность представляет поиск более эффективных технологий

кислотного воздействия на призабойную зону добывающих скважин залежей нижнего миоцена. При этом обязательно нужно учитывать высокую пластую температуру и высокое содержание глинистых минералов в составе горных пород продуктивных отложений, вызывающих образование нерастворимых осадков при проведении обработки.

Степень разработанности темы диссертации.

Одной из самых распространенных кислотных композиций, которые предназначены для осуществления процесса обработки терригенных коллекторов, является грязевая кислота. В ее состав входят фтористоводородная и соляная кислоты. Однако накопленный опыт применения данной композиции свидетельствует о том, что вопрос об области ее эффективного применения недостаточно проработан. Общим направлением исследований в области развития технологий кислотной обработки терригенных коллекторов должно в первую очередь являться предотвращение реакций глинистых минералов путем частичной или полной замены соляной кислоты органической кислотой, а также уменьшение количества плавиковой кислоты в смеси в условиях высокой пластовой температуры.

Продолжение и систематизация исследований в данной области важны для развития технологии кислотного воздействия на призабойную зону добывающих скважин нижнего миоцена месторождения Белый Тигр.

Цель диссертационной работы - разработка и научное обоснование эффективности кислотной композиции для интенсификации добычи нефти на залежах нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр».

Основные задачи исследований:

1. Анализ уровня эффективности проводимых мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти на месторождении «Белый Тигр» в целом и эксплуатационных объектах нижнего миоцена в частности, а также текущего состояния разработки .

2. Обзор и анализ научных данных, посвященных влиянию минералогического состава и пластовой температуры продуктивного коллектора на выбор компонентного состава и эффективность кислотной композиции.

3. Подбор компонентного состава кислотной композиции для условий эксплуатационных объектов нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» с учетом минералогического состава и пластовой температуры, на основании экспериментальных оценок совместимости выбранных композиций с пластовыми флюидами, растворимости породы продуктивного коллектора, коррозионной активности.

4. Оптимизация компонентного состава эффективной кислотной композиции для условий эксплуатационных объектов нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» на основе разработанной методики.

5. Экспериментальная оценка эффективности разработанной кислотной композиции в динамических условиях процесса ее фильтрации в пористой среде продуктивного коллектора, при термобарических условиях нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр».

6. Осуществление технологии по обработке призабойной зоны добывающих скважин эксплуатационных объектов нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» в условиях шельфа Вьетнама с применением разработанной кислотной композиции.

Научная новизна работы:

1. На основе анализа результатов выполненных обработок, научно-практических рекомендаций, опубликованных в различных источниках, а также на основании исследований, проведенных в НОЦ «Промысловая химия» при РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и в НИПИморнефтегаз (СП «Вьетсовпетро») разработана композиция для кислотной обработки ПЗП добывающих скважин нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр»

2. Предложен метод оптимизации компонентного состава кислотной композиции на основе полученной зависимости скорости расслоения нефтекислотной эмульсии от межфазного натяжения между дисперсионной средой и дисперсной фазой с учетом разницы их плотностей.

3. Представлена экспериментальная методика выполнения фильтрационных исследований для оценки эффективности разработанной кислотной композиции в процессе ее фильтрации в пористой среде продуктивного коллектора нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр»

4. Представлена последовательность технологических операций и особенности обработки ПЗП добывающих скважин нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» на шельфе Вьетнама. с использованием полученной кислотной композиции.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Разработана рецептура кислотной композиции, имеющей высокую термостабильность и эффективность при ее использовании в технологии интенсификации добычи нефти в условиях эксплуатационных объектов нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр».

2. Результаты, которые удалось достичь в процессе данного исследования, могут быть использованы на месторождениях с геолого-физическими характеристиками, аналогичными соответствующим характеристикам залежей нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр».

Методология и методы исследования.

Для того, чтобы достичь поставленной цели и решить все необходимые задачи, был осуществлен анализ научной литературы по теме исследования, а также ряд практических лабораторных экспериментов, проведенных в соответствии с актуальными рекомендациями и использованием современного оборудования.

Положения, выносимые на защиту

1. Обоснование выбора компонентов для кислотной композиции на основании результатов исследований, выполненных в «свободном объеме».

2. Обоснование методики оптимизации компонентного состава кислотной композиции.

3. Обоснование применения разработанной кислотной композиции в технологии интенсификации добычи нефти для условий нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» на основании результатов, полученных в динамических условиях при ее фильтрации в пористой среде продуктивного коллектора.

4. Особенности технологии интенсификации добычи нефти на шельфе Вьетнама с использованием разработанной кислотной композиции.

Степень достоверности результатов проведенных исследований.

Так как в процессе исследования было использовано новейшее оборудование и осуществлялась экспериментальная проверка, можно сделать вывод о том, что выполненные исследования имеют высокий уровень достоверности.

Апробация результатов.

Главные тезисы и итоговые заключения, которых удалось достичь в ходе проведения исследования были представлены на Международной научно-технической конференции, посвященной памяти академика А.Х. Мирзаджанзаде (г. Уфа, 2016 г.), на V Международной научно-практической конференции (XIII Всероссийская) «Нефтепромысловая химия» (г. Москва, 2018 г.), на научно-практической конференции «Актуальные задачи нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса» (г. Москва, 24 июня 2018 г.) и на VI международной (XIV Всероссийской) научно-практической конференции «Нефтепромысловая Химия» (г. Москва, 2019 г.).

Публикации. Результаты, полученные в ходе написания диссертации опубликованы в 9 научных трудах: 1 статье в издании из перечня ВАК РФ, 1 статье в журнале, индексируемом в международной базе Scopus; 1 учебном пособии и 6 публикациях в материалах научных конференций и научных журналах.

Структура и объем работы

В структуру данной диссертационной работы входят: введение, четыре главы, заключение, список литературы, приложение. Объем работы составляет 124 страниц машинописного текста, в число которых также включены 20 таблиц, 17 рисунков. Также исследование включает 130 источников.

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю к.т.н. Губанову В.Б., д.т.н., проф. Магадовой Л.А., д.т.н., проф. Велиеву М.М., заведующему кафедрой д.х.н., проф. Силину М.А., всему профессорско-преподавательскому составу кафедры технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности и коллективу научно-образовательного центра «Промысловая химия» за оказанную помощь, при работе над диссертацией. Отдельную благодарность автор выражает заведующему лаборатории Пахомову М.Д., к.т.н. Давлетову З.Р., к.т.н. Крисановой П.К. и младшему научному сотруднику Котеховой В.Д. за ценные советы в ходе выполнения диссертационной работы и помощь в проведении экспериментов.

Глава 1. Кислотные обработки терригенных коллекторов с повышенной

пластовой температурой

1.1 Основные причины ухудшения проницаемости пород-коллекторов в

призабойной зоне продуктивного пласта

В условиях радиальной фильтрации фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта, как части продуктивного коллектора, находящегося на дстаточно близком расстоянии от ствола скважины, существенно влияют на ее производительность.

Поэтому одной из важных текущих задач работников нефтедобывающей отрасли является поддержание приемистости нагнетательных и дебитов добывающих скважин на максимально возможном уровне. Следует отметить, что изначально дебиты вводимых в эксплуатацию добывающих скважин, как правило, ниже их потенциального значения в результате отрицательного воздействия различных реагентов, содержащихся в буровых растворах, на фильтрационно-емкостные характеристики ПЗП и структурных изменений в пористой среде, происходящих в процессе бурения.

Снижение дебитов добывающих скважин в ходе их эксплуатации связано с кольматацией призабойной зоны пласта смолами и асфальтенами, содержащимися в добываемой углеводородной продукции, с отложением солей, содержащихся в добываемой воде, а также в результате выноса из пласта частиц породы продуктивного коллектора [14, 79].

Еще одним осложняющим фактором при эксплуатации нефтяных скважин является образование в призабойной зоне эмульсий в ходе глушения скважин солевыми растворами при подготовке к капитальному и подземному ремонту.

При закачке технической воды в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления (ППД) в ПЗП поступает значительное количество ионов

железа, что связано с коррозией оборудования фонда ППД. При недостаточной подготовке технической воды также возможна кольматация ПЗП нагнетательных скважин АСПО [44].

Призабойная зона пласта неоднородна как в геолого-физическом отношении (слои коллектора с различным гранулометрическим составом, структурой, диаметрами поровых каналов и характером цементирования, и следовательно, разной пористостью и проницаемостью), так и в химико-минералогическом (различный минералогический состав скелетов и цементов пород отдельных пропластков, характер и состав насыщающих флюидов) [15].

Поэтому помимо снижения фильтрационных характеристик ПЗП в процессе эксплуатации скважины встречаются также проблемы, связанные с изначально низкой проницаемостью пласта-коллектора, что препятствует фильтрации в нем флюидов. Таким образом, стимуляция скважин применяется не только к скважинам, которые уже давно находятся в стадии разработки, но и к скважинам, освоенным из бурения.

В работах Гадиева С.М., Токунова В.И., Саушина А.З., Economides M.J. и др. отмечается, что снижение естественной проницаемости коллекторских пород в призабойной зоне скважины в процессах бурения, эксплуатации и ремонта скважин вызывается флюидами, используемыми во время бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин и является одной из основных проблем в терригенных коллекторах. Это ухудшает проницаемость и продуктивность пород-коллекторов. Повреждения пласта могут отрицательно влиять на добычу нефти, начиная с момента освоения скважины из бурения до момента истощения пласта в ходе его эксплуатации [9, 23, 24, 40, 65, 89, 101, 118, 119, 120, 121, 127].

К тому же при ОПЗ скважин кислотными композициями появляется ряд затруднений, которые заключаются в образовании вторичных осадков, или, другими словами, связанными с минеральным составом пород продуктивных коллекторов [7].

Определение типа загрязнения играет важную роль в обработке ПЗП скважины. Эффективность обработки зависит от степени устранения источника загрязнения.

Основные факторы, снижающие фильтрационно-емкостные характеристики призабойной зоны добывающих скважин следующие [2, 7, 69, 113, 116, 130]:

- загрязнение ПЗП при строительстве и капитальном ремонте скважин;

- загрязнение в процессе формирования и миграции взвешенных тонкодисперсных частиц твердой фазы;

- загрязнение вследствие образования органических и неорганических отложений.

В работах Городнова В.Д., Тесленко В.Н., Тимохина И.М. и др. отмечено, что набухание глинистых минералов в продуктивном пласте в результате взаимодействия с фильтратом технологической жидкости, особенно с той, которая имеет высокую щелочность, приводит к блокированию пор в пластах. Когда щелочная вода вступает в контакт с глиной, щелочные электролиты действуют главным образом как диспергаторы, обеспечивая механическое диспергирование глинистых частиц в микрощелях из-за адсорбции ионов на поверхности [1, 16, 129].

Изменение состояния околоскважинной зоны пласта происходит в течение всего жизненного цикла скважины. Основные негативные изменения возникают в процессе бурения скважины на этапе вскрытия продуктивного пласта. Большинство буровых растворов содержат в своем составе твердые частицы (глинистые частицы, частицы утяжелителя бурового раствора и т.д.). В процессе бурения буровой раствор также насыщается твердыми частицами выбуренной породы. Данные частицы проникают в околоскважинную зону пласта и «загрязняют» ее, тем самым снижая ее фильтрационные свойства. Глубина проникновения твёрдых частиц зависит от свойств пласта (размер пор, наличие трещин), размера самих частиц, скорости бурения и циркуляции бурового раствора, давления в скважине при вскрытии пласта и т.д. и обычно не превышает нескольких сантиметров.

Уменьшение проницаемости в данной области может быть значительным и достигать 90% от первоначальной [89].

Состав бурового раствора включает в себя 3-6% твердой фазы, объем которой при вскрытии увеличивается. Глинистый раствор представляет собой дисперсную систему, в состав которой входят частицы выбуренных пород и глина. Терригенные коллектора содержат большое количество мелких частиц с низким уровнем механической устойчивости (размером менее 40 мкм). В случае возникновения перепадов давления взвешенные частицы твердой фазы внедряются в околоскважинную зону, после чего их часть осаждается на поверхности пор [7].

Одним из осложнений в процессе строительства скважин является образование трудно разрушаемых водонефтяных эмульсий, которые снижают продуктивность и вызывают трудности при обработке скважин [25, 62, 85, 88].

Различные типы бактерий в буровом растворе вызывают реакции разложения, уменьшающие эффективность воздействия полимера, или создают пленки, блокирующие капиллярные поры пласта. Уровень загрязнения пласта пропорционально увеличивается с перепадом давления между колонной бурового раствора и пласта, и становится более угрожающим, когда возникают проблемы в процессе бурения, такие как обрушение в скважине или потеря раствора [107].

Процесс заливки цемента является одним из этапов строительства скважин, который сильно влияет на проницаемость, приемистость и обработку скважин при вводе в эксплуатацию. Для обеспечения технического требования прочности и адгезии цемента в затрубном пространстве, перед заливкой цемента необходимо промыть скважину и удалить глинистые корки. При хорошем выполнении работ по промывке и очистке проницаемость стенки скважины является естественной проницаемостью пласта [1, 72, 76].

Миграция частиц твердой фазы, содержащейся в пластовых флюидах, приводит к перекрытию и закупорке поровых каналов пористой среды, поскольку могут легко накапливаться в сужениях поровых каналов. При достижении

определенной концентрации частиц, они будут препятствовать дальнейшему течению пластовых флюидов. Это является основной причиной неорганического загрязнения призабойной зоны эксплуатационных скважин [7, 11, 12, 51, 66, 84, 86, 106].

Динамика миграции взвешенных частиц твердой фазы может регулироваться многими факторами. Это может зависеть от минералогии и проницаемости породы, солености воды (закачиваемой или добываемой воды), значения рН или даже от сил сопротивления, которые являются комбинированным эффектом скорости потока, турбулентности и вязкости жидкости [92, 93, 94, 95, 97].

Процессы, относящиеся к изменению термобарических параметров, к которым относятся уровень давления и температура, впоследствии провоцируют образование различных отложений неорганического и органического типа. Если говорить об органических отложениях, то в их составе присутствует большое количество смол, асфальтенов и парафинов, совместно осаждаемых с парафинами, часть нефти, попавшей в отложения, и различные неорганические вещества, включая глины, песок и другие материалы. Осаждение парафина происходит в основном за счет снижения температуры, тогда как осаждение асфальтенов и смол происходит из-за ряда сложных явлений, включая полидисперсность, агрегацию и электрокинетические осаждения [7].

Отложение неорганических солей представляет собой процесс их осаждения из насыщенной минеральной воды, когда она становится перенасыщенной в результате изменения состояния термодинамического и химического равновесия [18, 19, 32, 76].

Способом решения вышеуказанных проблем является проведение работ по интенсификации притока нефти из скважин, включающей выбор технологии физико-химической обработки ПЗП, позволяющий получить положительный результат. Технология обработки выбирается в зависимости от вида загрязнения и характеристик продуктивного пласта (температуры, пористости, проницаемости,

трещиноватости, пластового давления, и др.), результатов предыдущих работ по интенсификации притока нефти, конструкции скважины и ее технического состояния.

Эффективность эксплуатации скважин в значительной степени зависит от успешности проведенных геолого-технических мероприятий. Высокие давление и температура создают дополнительные трудности при проведении таких мероприятий, требуют применения новых материалов и улучшения применяемых технологий при стимуляции уровня дебитов по нефти добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин. Поэтому данной теме посвящено достаточно много работ [2, 18, 19, 99, 104, 111, 124, 125, 128].

Как было сказано выше, ухудшение свойств околоскважинной зоны пласта (ОЗП), возникающее при различных технологических операциях на скважине (бурение, КРС и др.), оказывает значительное влияние на продуктивность скважины. Для улучшения производительности скважины требуется очистка околоскважинной зоны от загрязнения, либо создание новых каналов фильтрации, выходящих за зону кольматации. Для решения данной задачи в терригенных коллекторах широко применяется кислотная обработка скважин. Одним из факторов, оказывающим существенное влияние на эффективность кислотной обработки (КО), является определение параметров зоны изменения фильтрационных свойств и их учет при проектировании воздействия [80].

Обычно данную зону рассматривают как однородную с проницаемостью, отличающейся от проницаемости пласта, но в реальности ее структура является сложной и содержит как минимум две подзоны со значительно отличающимися свойствами - подзона, связанная с проникновением твердых частиц, и подзона, связанная с проникновением фильтрата бурового раствора. Подход, с использованием комбинированного скин-фактора, позволяет учесть сложную структуру околоскважинной зоны перед кислотной обработкой, включая наличие подзон кольматации, перфорационных каналов, каналов растворения

«червоточин», отличия фазовых проницаемостей и вязкостей флюидов и их изменение в процессе кислотного воздействия [80].

В ходе выполненного в работе анализа был сделан вывод о том, что наибольший эффект, с учетом достижения минимальных скин-факторов и высокого охвата пласта обработкой, достигается при выходе перфорационных каналов за зону загрязнения, закачке реагента на максимальных расходах и применении потокоотклоняющих технологий. В работе [80] предлагаются рекомендации для достижения значений скин-фактора до (-5) и обеспечивающие вовлечение в работу 95 % мощности пласта.

Актуальность вопроса эффективности кислотных обработок просматривается с самого начала их промышленного использования, поскольку эти технологии решают целый ряд проблем: очистку ПЗП от загрязнений, повышение продуктивности добывающих (нефтяных) и приемистости нагнетательных скважин, направленное стимулирование низкопроницаемых пропластков с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины при закачке в продуктивный пласт воды, чтобы поддержать в нем пластовое давление [63].

1.2 Механизмы воздействия кислотных составов на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных коллекторов

Согласно Ф.И Котяхову и др. [11, 28, 35] осадочные породы делятся на три вида:

• терригенные, в состав которых входит обломочный материал;

• хемогенные, которые возникают после химических реакций в растворах с последующим выпадением в осадок;

• органогенные, образованные в результате соединений скелетных остатков растений и животных.

Глинистые диспергирующие минералы отрицательно влияют на проницаемость порового пространства ПЗП. Данное воздействие может быть связано с принудительной кольматацией коллекторов нефти глиносодержащими технологическими жидкостями на этапах вскрытия пластов и глушения скважин.

Следует учитывать, что при кислотном воздействии на ПЗП в зависимости от ее минералогического состава изменяется сам процесс восстановления и увеличения проницаемости.

С учетом литологического многообразия горных пород и технологических приемов проведения КО в отрасли используется широкий спектр кислотных составов (КС), включающий неорганические, органические кислоты, кислотогенерирующие составы и различные модификаторы их свойств: ингибиторы коррозии, поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимерные агенты, комплексообразователи ионов железа, водорастворимые электролиты, полярные неэлектролиты (спирты, ацетон, гликоли) и другие целевые добавки [14].

Кислотная обработка нефтяных коллекторов требует закачку активного кислотного состава в призабойную зону пласта при давлении ниже давления разрыва, как для терригенных, так и карбонатных коллекторов, для растворения в кислоте веществ, естественным образом присутствующих в матрице породы или попавших в процессе миграции в поры. Этот процесс расширяет естественные поры пласта, что уменьшает фильтрационное сопротивление потоку флюидов [13, 27, 30, 52, 58, 108, 109, 117].

Эффективность кислотной обработки добывающих скважин понимается как дополнительная добыча углеводородных флюидов из пластов без увеличения процента закачанной воды или газа по сравнению с прогнозно-расчетным за анализируемый послеремонтный период. При применении кислотной обработки для нагнетательных скважин оценивается степень увеличения объемов закачиваемого агента в сравнимых параметрических условиях [3, 10, 12, 22, 25, 36].

Системный подход к кислотной обработке состоит из отбора кандидатов, характеристики загрязнения пласта, определения техники обработки, планирования обработки, выполнения задания и оценки обработки [82, 98, 126].

Определенные требования предъявляются для интенсифицирующих кислотных составов в зависимости от температуры, характеристики пластовых флюидов, ПЗП и зоны перфорации, состава породы, а также от цели обработки, что делает невозможным применение одних компонентов и обоснованным -применение других. Неверный выбор кислотного состава и технологии обработки не только не приносит желаемого эффекта, но и негативно сказывается на работе скважины. Выбор кислотного состава и технологии обработки является, таким образом, крайне важной задачей, при решении которой необходимо учитывать все возможные факторы и условия проведения процесса [44].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ву Вьет Тхань, 2023 год

Список литературных источников

1. Абдулнн, Ф.С. Повышение производительности скважин / Ф.С. Абдулни // М : Недра.- 1975.-264 с.

2. Амнян, В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / Б.А. Амиян, Н.П. Васильева /УМ.: Недра, 1972. - 336 с.

3. Амиян, В.А. Повышение производительности скважин / В.А. Амиян, A.B. Амиян !! M.: Недра, 1986.

4. Анализ, совершенствование и внедрение методов воздействия на призабойную зону и увеличения производительности скважин в условиях месторождений СП «Вьетсовпетро» // Гр. нн-та НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро». - Вунгтау, 2000. - 217 с.

5. Анализ текущего состояния разработки месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» '/ Тр. ин-та НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро». - Вунгтау, 201Ï. -150 с.

6. Булатов А.И. Цементирование глубоких скважин // М.: Недра, 1964. - 2S2с.

7. Велиев М.М., Нгиа Т.Т., Хан Л.В., Тхань В.В., Михайлов А.И. Новые композиционные составы для обработки прнзабойных зон высокотемпературных скважин II Нефтяное хозяйство. - Москва, 2017. -№ 5. - С. 52—5 5.

S. Временное методическое по воздействию нефтекнслотными эмульсиями на призабойную зону с целью увеличению продуктивностн-приемистости скважин месторождения «Белый Тигр» II Руководящий документ РД 32-90. - Вунгтау, 1990.

9. Гадиев СМ.: Лазаревич И.С. Воздействие на призабойную зону нефтяных и газовых скважин // М. : Недра 1966 - 174 с.

10. Тейхман М.Г., Исаев Г.П., Середа Н.Е., Малышев C.B., Инфантов В.И., Джафаров К.И. Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов И Обз. Инф. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «НРЦ Газпром», 2007. - 104 с.

11. Глущенко, В.Н. Нефтепромысловая химия: Изд. в 5-ти томах. - Т.З. Иризабойная зона пласта и техногенные факторы ее состояния У В.Н. Глушенко, М.А. Силнн // М.: Интерконтакт Наука. 2010. - 650 с.

12. Глущенко, В.Н. Нефтепромысловая химия: Изд. в 5-ти томах.- Т.4. Кислотная обработка скважин / В.Н. Глущенко, М.А. Силин /У М.: Интерконтакт Наука, 2010. - 703 с.

13. Глущенко, В.Н: Функциональная роль ПАВ в кислотных составах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений / В.Н. Глущенко//М.: ВНИИОЭНГ 2008. -№2. -С.27-35.

14. Глущенко, В.Н. Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн / В.Н. Глущенко, O.A. Иташко, Р.Я. Харисов. A.B. Денисова//Уфа: Гил ем, 2010.-392 с.

15. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов: Пер с англ. //М.: Недра, 19S6. -60S с.

16. Городнов В. Д.. Тесленко В.Н., Тнмохнн И.М. Исследование гшш и новые рецептуры глинистых растворов // М.: Недра. 1975. - 272 с.

17. Давлетов, З.Р. Разработка и исследование фтор содержащих кислотных составов, не вызывающих образования осадков в терригенном пласте / З.Р. Давлетов /У Диссерт. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. - Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина. - Москва. 2016. - 139 с.

_г ■■

18. Давлетов З.Р., Магадова Л.А. Разработка и исследование фторосодержащих кислотных составов, не вызывающих образования осадков в терригенном пласте // М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2016. -139с.

19. Давлетов З.Р., Пахомов М.Д., Мурзатаева М.К., Дингес В.Ю. Подбор оптимальной кислотной композиции для проведения успешной обработки призабойной зоны заглинизированного терригенного коллектора на основе сведении о минералогическом составе //Москва, 2012.

20. Жеребцов, Ю.Е. Новый подход к увеличению продуктивности и снижению обводненности скважин в карбонатных коллекторах / Ю.Е. Жеребцов, ЕП Жеребцов, Г.З. Ибрагимов и др. // М.: Нефтяное хоз-во. - 1998. - № 7. - С. 26-27.

21. Зайцев Ю.В., Кроль B.C. Кислотная обработка песчаных коллекторов // М.: Недра, 1972. - 175 с.

22. Зейгман, Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин: учеб. пособие Ю.В. Зейгман. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. - 78 с.

23. Зияд Наджиб Мунасар Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок // Автореферат диссерт. на соиск. уч. степени канд. техн. наук - Уфа 2001.

24. Зунг, Л.В. Кислотные методы обработки пласта / Л.В. Зунг Э.М.Велиев, Л.С. Кулешова, В.Н. Щетников. В.В. Тхань, В.Ю. Чочиев, Р.Ф. Зарипов // Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело». 2021.- 135 с.

25. Ибрагимов, Г.З. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего Г.З. Ибрагимов, В А. Сорокин, Н И. Хисамутдишов // М.: Недра, 1986. -240 с.

26. Ибрагимов Л.Х.. Мищенко И Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти // М.: Наука, 2000. - 414 с.

27. Ибрагимов, Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов. - ML: Недра, 1983.

- 312 с.

28. Иванов A.M. Комплексное изучение карбонатных пород как коллекторов нефти и газа// М.: Недра, 1976. - 295 с.

29. Иванов, С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам: Учеб. пособие / С.И. Иванов /УМ.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 565 с.

30. Кабиров, М.М. Интенсификация добычи нефти и ремонт скваллш: Конспект лекций У М.М. Кабиров, У.З. Ражетдияов // Уфа: Изд-во УГНГУ. - 1994.

- 127с.

31. Каримов, С.С Совершенствование технологии физико-химического воздействия на нефтяные залежи гранитного фундамента (на примере месторождения «Дракон» У С.С. Каримов /У Диссерт. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. - Уфа, ШТГЭР. - 2015. - 126 с.

32. Кашавцев В.Е.. Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти /У М.: Орбита-М, 2004. - 432 с.

33. Кислотные составы и технология их применения для увеличения продуктивности (приемистости) сквалсин месторождений СП «Вьете овпетро» ■7 РД СП-б 6/20 Об. - Вунгтау, 2012. -35с.

34. Комиссаров А.И. Повышение эффективности обработки глубоко залегающих карбонатных коллекторов /У Нефтяное хозяйство. - Москва, 1993. - № 8.-С. 24-26.

35. Котяхов ФИ. Физика нефтяных и газовых коллекторов /У М.: Недра, 1977. -287с.

36. Кристиан М. Увеличение продуктивности и приемистости скваллш: пер с рум. / М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску. - ML: Недра, 1985. - 184 с.

37. Куртис Кроуи, Жак Масмонтейл, Эрик Toy бул. Рои Томас. Тенденции в кислотной обработке матрицы. Нефтяное обозрение. Осень 1996.

38. Крученко. В.П. Растворимость солей в системе CaS04-HN0:-H:0 при SO^C / В.П. Крученко, Б.А. Беремжанов У/ ЖНХ. - 1978. -Т. 23. - N2 7. - С. 1922-1925.

39. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов У/ М.: Недра, 1994. - 229 с.

40. Кудинов, В.И.. Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин У/ Самара: Кн. изд-во, 1996. - 414 с.

41. Ланге К. Поверхностно-активные вещества: синтез, свойства, анализ, применения У/ СПб.: Профессия. - 2004. - 240с.

42. Логинов Б. Г., Малышев Л. Г., Тарифу л ин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин /У М.: Недра, 1966. -220с.

43. Лыков, О.П., Низова С.А., Толстых Л.И. Химические реагенты нефтегазовой отрасли. Свойства. Применение. Экология И М.: ФГУП кзд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2007. - 208 с.

44. Лыков, О.П. Нефтепромысловая химия: Лабораторный практикум. Части III и IV. Учебно-методическое пособие , О. П. .Лыков, Л. А. Магадова, С. А. Низов а, Л И. Толстых, В. Л. Заворотный, Л.Ф. Давлетшина, О.Ю Ефанова. В.Б. Губанов, В.Р. Магадов, М.М. Мухин, A.B. Лужецкий /У Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. - 92 с.

45. Магадова Л.А., Тхань В.В., Зунг Н.К., Шон Ф.Ч. Анализ эффективности различных технологий кислотных обработок на объектах месторождения «Белый Тигр» У/ Технологии нефти и газа_ - Москва, 201S, № 3. - С. 4S-53

46. Магадова Л.А., Тхань В.В. Разработка кислотной композиции с учетом минералогического состава и термобарических условий интервала отложений ннжнего миоцена месторождения «Белый Тигр» У/ Актуальные задачи нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса: матер, научн -практ. конф. М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2018. - С. 72-73.

47. Магадова Л.А.. Губанов В.Б., Тхань В.В. Разработка кислотной композиции с улучшенными антикоррозионными характеристиками для высокотемперату рных пластов месторождения «Белый Тигр» /У Нефтепромысловая химия: матер. VI Междун. научн.-практ. конф. (XIV Всероссийской научн.-практ. конф.). М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2019 - С. 30 - 31

48. Магадова ILA Ву Вьет Тхань, Пахомов М.Д., Нгуен Куок Зунг, Губанов В.Б. Разработка кислотной композиции с учетом ъшнералогтгческого состава и условий интервала отложений нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» У Л.А. Магадова, В.Т. Ву, М.Д. Пахомов. К.З. Нгуен, В.Б. Губанов У/ Технологии нефти и газа. - Москва, 2020, № 1(126). - Стр. 17-23.

49. Магадова Л.А., Давлетшииа Л.Ф.. Пахоыов М.Д.. Давлетов З.Р. Исследование растворения породы терригенных пластов во фторсодержащих кислотных составах// Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015, № 12. С. 94-100.

50. Магадова Л.А Новые реагенты в технологиях интенсификации добычи нефти. Вып. 72 // М.: РТУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2012. - 20с.

51. Михайлов А.Г , Волгин В. А., Ягудин P.A. и др. Комплексная защита скважинного оборудования при пе с копр оявлении в ООО «РН- Пурнефтегаз» // Территория «Нефтегаз». - 2010, № 12. - С. 84-89.

52. Мишкин. А.Г. Разработка кислотных составов, содержащих ПАВ, для кислотного гидравлического разрыва шшсга в карбонатных коллекторах нефтяных месторождений Республики Татарстан / А.Г. Мепикии // Диссерт. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. - Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина. - Москва, 2009.- 110 с.

53. Мухин. М.М. Разработка и исследование свойств кислотогенерирующих составов для интенсификации процессов нефтеизвлечения из карбонатных коллекторов с высокой температурой и низкой проницаемостью ! М.М. Мухин // Диссерт. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. - Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина. - Москва, 2013.-180с.

54. Нгиа Т Т., Велиев М.М.: Хай Л.В. Исследование новых композиционных составов на основе хелаторов и плавиковой кислоты для повышения продуктивности добывающих скважин с повышенными пластовыми температурами // Территория «Нефтегаз». - 2015. - № 10. - С. 42-48.

55. Нгиа Т.Т.. Хай Л В.. Велиев М.М... Зунг Н.К. Особенности технологии

i 7 ? J

интенсификации нефтедобычи в высокотемпературных скважинах месторождений СП «Вьетсовпетро» // Нефтяное хозяйство. - Москва, 2015. - № 12. - С. 106-109.

56. Овсюков A.B., Блинов С.А., Максимова Т.Н. и др. Оптимизация последовательности обработки призабойной зоны химическими реагентами // Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - №5. - С. 10-11.

57. Орлов. Г.А. Применение обратных эмульсий в нефтедобычи / Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис. В.Н. Глущенко // М.: Недра, 1991. - 225 с.

58. Разработка и адаптация композиционных кислотных составов для повышения продуктивности и приемистости скважин залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» // Ханой, 2 006.-158с.

59. Регламент по проведению химических обработок призабойной зоны пласта и очистке внутрискважинного оборудования добывающих и нагнетательных скважин СП «Вьетсовпетро»» /У СП Вьете овпетро. - Руководящий нормативный документ. - Вунгтау. 2016.

60. Саакян Л.С.. Ефремов А.П. Защита нефтегазопромыслового оборудования от коррозии// М.: Недра, 1982. - 228 с.

61. Сафнна, Л.И. Обработка призабойной зоны пласта кислотными растворами на Приразломном месторождении / Л.И. Сафина. А.И. Стариков // Вестник Югорского государственного университета. - 2016, Выпуск 3 (42). - Стр. 89-93.

62. Сидоровский В.А. Вскрыше пластов и повышение продуктивности: скважин /УМ.: Недра. 1978.-256с.

63. Силин М.А.. Магадова Л.А., Цыганков В.А., Мухин М.М., Давлетшина Л.Ф. Кислотные обработки пластов и методики испытания кислотных составов. Учебное пособие У/ М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011. - 142 с.

64. Сучков. Б.М. Интенсификация работы скважин / Б.М. Сучков /У Москва-Ижевск: ниц «Регулярная и хаотическая динамика», 2007.-612с.

65. Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин /У М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. - 711 с.

66. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений / В.П. Тронов. - Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ3 2004. -584 с.

67. Тхань В.В.. Магадова Л.А. Анализ эффективности различных технологий кислотных обработок на объектах месторождения «Белый Тигр» У/ Нефтепромысловая хишгя: матер. V Междун. научи.-иракт. конф. (XIII Всероссийской научи:-иракт. конф.). М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2018. -С. 43 -44.

J í

68. Улит Г.Г.. Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику: Пер. с англ. /У Ред. A.M. Сухотина. - Л.: Химия. 1989. -456 с.

69. Усачев П. М. Гидравлический разрыв пласта УУ М.: Недра. 1986. - 165с.

70. Уточненная техно логическая схема разработки и обустройства месторождения «Белый Тигр». Том 1 У/ Отчет НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро». - Вунгтау. 2013. - 154 с.

71. Фан В. А. Разработка состава для технологии ПАВ-полимерного заводнения применительно к условиям нижнего миоцена месторождения Белый Тигр У/ Диссерт. на соиск. ученой степени канд. техн. наук. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2017.-111 с.

J í

72. Хай Л.В. Повышение продуктивности скважин с высокими пластовыми температурами (на примере месторождений СП «Вьетсовпетро») // Диссерт. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. - Уфа, УГНТУ. - 2017. - 127 с.

73. Хан Л.В., Велиев М.М. Проблемы, связанные с образованием вторичных осадков на забое скважин, и пути их решения в условиях СП «Вьетсовпетро» У/ Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научи.практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXIII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии». Уфа, 2015. С. 134136.

74. Хай Л.В., Велиев М.М. Повышение продуктивности добывающих скважин на основе некислотных компонентов с образованием кислотного состава на забое скважин /У Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. -Уфа, 2015, № 4 (102). - С. 52-59.

75. Хай Ф В. Совершенствование кислотных обработок высокотемпературных пластов нижнего олнгоцена месторождения «Белый Тигр» // Диссерт. на соиск. ученой степени канд. техн. наук. - Уфа: УГЬГГУ, 2009. - 139с.

76. Хай, Ф.В. Основные причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта нижнего олнгоцена месторождения «Белый тигр» / Ф.В. Хай, Г.А. Шамаев, Н.Х. Нян, Т.В. Лыонг, Н.В. Ту. ii Башкирский химический журнал. - Уфа, 2008, Том 15, №2.-Стр. 135-139.

77. Хай Л.В., Be лиев М.М., Зунг Н.К., Тхань В.В. Интенсификация добычи нефти при высоких пластовых температурах на забое скважин месторождений СП «Вьете овпетро» методом образования плавиковой кислоты внутри пласта // Международная научно-техническая конференция, посвященная памяти академика А.Х. Мирзаджанзаде: сб. тезисов. - Уфа: Изд-во УГНТУ. 2016. - С. 175 - ISO.

78. Ханнанов, Р. г. Разработка и применение многофункциональных композиций химических реагентов для интенсификации добычи нефти // Автореферат диссерт. на соиск. уч. степени канд. техн. наук - Уфа 2005. - 25с.

79. Харисов, Р.Я. Факторы, влияющие на эффективность кислотной стимуляции скважин в карбонатных коллекторах Í Р.Я Харисов, А.Р. Шарифуллин, А.Г. Телин и др. // Няучно-техничвскпн вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2007. - № 1.-С. 18-24.

50. Хузин р.. Шевко н., Мельников С. Совершенствование технологии стимуляции скважин на основе моделирования СКО и комплексироваши лабораторных и промысловых данных // Society of Petroleum Engineers spe-196976-RU. - Стр. 1-26.

51. Цыганков В.А. Разработка кислотных составов для низкопроницаемых терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов И Диссерт. на соиск. ученой степени канд. техн. наук. - М РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011.- 163 с.

52. Шаров B.H. Гусев В.И. Оператор по кислотной обработке сквансин: Учебник :7М: Нерра. - 1983. - 142с.

53. Шлугер М.А.. Ажогнн Ф.Ф.. Ефимов Е.А. Коррозия и защита металлов П М.: Металлургия, 19В1. - 215 с.

54. Al-Dahlan MN, Nasr-EL-Din НА: Al-Qahtam АА {2001) Evaluation cf Retarded Hf Acid Systems Society of petroleum Engineers SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. Houston Texas.

Si. Amaefule J.O.. Kersey D.G.. Norman D.K. and Shannon P.M. Advances in Formation Damage Assessment and Control Strategies .■'■' Petroleum Society of Canadian Institute of Mining. Metallurgy and Petroleum. - 19SS.

56. Bedrikovetsky P.G. Siqueira F.D. Quantitative Theory for Fines Migration and Formation Damage // SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage. February Lafayette Louisiana USA. - 2010.

57. Broaddus G. Well- and Formation-Damage Removal with Nonacid Fluids . ■ Journal of Petroleum Technology. - June 19SB. - P. 635-6Б7.

55. Davieз D.R_, Faber R.r Nitters C., Ruessink B.H. A Novel Procedure to Increase Well Response to Matrix Acidising Treatments H SPE 23621. presented at the 2-nd SPE Latin American Petroleum Engineering Conference. Caracas. Venezuela. 1992.

S9. Econoimdes M.J.. Nolte K.G. Reservoir Stimulation // 3th Edition. - John Wiley & Sons, Ltd.. 2000.

90. Fair P.S.. NcXeil R.I., Nitters G. et al. Formation damage resulting from unexpected acid incompatibilities at Brutus, Gulf of Mjexico.- .SPEPF. -2005. -Vol.20. -No. 3. -P. 155 -1SS.

91. Gray B.H.. Rex RAY. Formation Damage in Sandstones Caused by Clay Dispersion and Migration И Proc. 14-th National Ccnf. Clay Minerals. New York. 1966. P. 355-366.

92. He J.. Mohamed I.M.. Nasr H.A. Mitigation of Calcium Sulfate fccale Formation When Seawaier la Used to Prepare Hcl-Based Acids In // SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control: Society of Petroleum Engineers.. - 2012.

He J.. Mohamed I.M.. Nasr H.A. Potential Formation Damage Due to Preparing HC1 Acids Using S eawatsr Canadian Energy-. ■ Technology and Innovation Journal. - 2013. - P. 56-63.

94. Hibbeler J.. Garcia T.. Chavez N. An Integrated Long-Term Solution for Migratory Fines Damage /: SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering. Conference in Port-of-fcpain Trinidad and Tobagc. — 2003.

95. Huang T.. Cre^vs J.B.. Willingham J.R. Using Kanoparticle Technology- to Control Fine Migration /. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Denver Colorado USA.-200E.

96. Juanita M. Cassidy. Robert L McNeil. Chad E. Kiser. Understanding Formic Acid Decomposition as a Corrosion Inhibitor Intensifier in Strong Acid Environments U SPE 1061S5. - 2007.

97. Kalfayan L.J.. Walkins D.R. A New Method for Stabihzing Fines and Controlling Dissolution During Sandstone Acidizing ■. SPE California Regional Meeting. Ventura California. — 1990.

95. Lecng Y.H.. Ben Malitnud H. A comparative study of different acids used for sandstone acid stimulation: a Literature review ■■".■ IOP Conf. Ser. Mater. Sci. Eng. 217. 012018.- 2017.

99. Lund K.. Fcgler H.S. Predicting the Flow, Reaction cf HC1HF Acid Mixturesin porous sandstone Ceres h SPE 5646-PA. - 19~6.

100. Lund K, Fogler H.S. Predicting the Flow and Reaction of HC1HF Acid Mixtures in Porous Sandstone Cores /f Society of Petroleum Engineer Journal. October, 1976. 34 p.

101. Mc. Lecd H.O. (19S4) Matrix acidizing if Journal of Petroleum Technology.

- 4-5(3). - P. 255-263.

102. Mc. Lecd H.G.. Coulter AAV. The Stimulation Treatment Pressure Record -an Overlooked Formation Evaluation Tool / ■ Journal of Petroleum Technology. - 1969. -Vol. 21.-P. 951-960.

103. Mc. Lecd H.O. Matrix Acidizing U SPE 13752, presented at the :9-th SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas. Texas. USA. - 1934.

104. Mc. Leod RO, Coulter A.W. The Use of Alcohol in Gas Well Stimulation SPE 1663. presented at the SPE Eastern Regional Meeting. Columbus. Ohio. USA.

- 1966.

105. Mian Umer Shafiq. Sandstone matrix acidizing knowledge and future development h J. Petrol Explor. Prod. Technol. (2017) 7:1205-1216.

106. Mueck T.W. Formation Fines and Factors Controlling Their Movement in Porous Media IT ■. Journal of Petroleum Technology. 1979. SI p.

107. Krueger. R.F. An Overview of Formation Damage and Well Productivity in Oilfield Operations Journal of Petroleum Technology. - February 19S6. - P. 131108. Rae P. Matrix Acid StimulationBJ Services Co. SPE 82260. 2003. 25p.

109. Rae P. and Lullo G. Matrix Acid Stimulation - a review of the State- of-the-Art;'/ SPE 52260. 2003.

110. Reed M.G. Formation Permeability Damage by Alteration and Carbonate Dissolution . Journal of Petroleum Technology. 1977. 25 p.

111. Satya Priya Moulilc. Animesh Kumar Rakshit. Physicochemistry and Application of Microemulsions . ■ Journal Surface Science Technology'. - Kolkata. India. 2006. - Vol 22. No. 3-4. - pp. 159-1B6,

112. Shafiq M.U.. Mahniud B.H Sandstone matrix acidizing knowledge and future development: ■ J. Petrol Explor Prod Texnol 7:1205. - 2017.

113. Simon D.E., Anderson MS. Stability of Clay Minerals in Acid // SPE 19422. - 1990.

114. Shuchart C.E., GdanskiR.D. Halliburton Energy Service. Improved Success in Acid Stimulation with a New Organic HF System // SPE 3690. - PP. 7-11.

115. Smith C.F.. Hendrickscn A.R. Hydrofluoric Acid Stimulation of Sandstone Reservoirs . ■ Journal of Petroleum Technology. - 1965. Vol. 17. - P. 215-222.

116. Thomas R.L.. Cro^ve C.W. Matrix Treament Employs New Acid System for Stimulation and Control of Fines Migration in Sandstone Formations // Journal cf Petroleum Technology. - 1981. July. - P. 18-21.

117. Thomas R.L.. Cro^ie C.W. Matrix Treatment Employs New Acid System for Stimulation and Control of Fines Migration in Sandstone Formations // Journal cf Petroleum Technology. July, 1981. P. IB-21.

1 IS. US 297S409 A. Composition and method for the elimination of^vater block in oil wells. Hare Id Greenwald. Ralph L Givens. - April. 4.-1961.

119. US 4560003 A. Solvent stimulation in heavy oil wells producing a large fraction of water / James M.. McMiUen, Lynn D. fi Mobil Oil Corporation. - Dec. 24. 19S5.

120. US 6221296 Bl. Method to reduce ivater saturation in near-well region ■ Todd R.. Reppert W., Keith Idol Exxon-mobil Upstream Research Company. - Nov. 3r 199B.

121. US 2Q0S0236B45 Al. Method for Increasing the Production cf Hydro caarb on Liquids and Gases / Ncrmman R.. Zhengxin Tong. - Oct. 2. 2008.

122. Vaidya R.N. and Fogler H.S. Formation Damage due to Colloidally Induced Fines Migration it Colloid and Suifaces. - 21i-229: 1990.

123. Vaidya R.N. and Fogler H.&. Fines Migration and Formation Damage: Influence of pH and Ion Exchange 7 SPE 19413 presented at the Formation Damage Symposium. Lafayette: LA, Feb. 22-23, 1990.

124. Van Hong Leong. Hisham Rgn Mahmnd et al. A numerical modelling and simulation of core-scale sandstone acidizing process: a study on the effect of temperature // Journal of Petroleum. Exploration and Production Technology. 2019. -volume 9.- PP. 483-516.

125. Walsh MP, Lake L.W., Schechter, R.S. A Description of Chemical Pnecipitaticn Mechanisms and Their Role in Formation Damage During Stimulation by Hydrofluoric Acid..- Journal of Petroleum Technology. - 1932. - Vol. 34. - P. 20972112.

126. Williams B.B.. Gidley J.L.. and Schecter R.S. Acidizing Fundamentals // Monograph Series, vol. 6, Dallas: Society1 of Petroleum Engineers, 1979.

127. Williams B.B. Hydroflouric Acid Reaction with Sandstone Formation /,■' Journal of Petroleum Technology. - 1975. - February - P. 52-55.

12S. Wilson M.D.. Pittman E.D. Authigenic Clays in Sandstones: Recognition and Influence on Reservoir Properties and Paleoenvironmental Analysis .7 Journal of Sedimentary Petrology. - 1977. - Vol. 5. - P. 17-21.

129. WO 2004096940 Al. Water block removal with surfactant based hydrocarbonaceous liquid system / Albert F. Chan. Michael D. Erwin si Conoco Phillips Co. - Nov. 1 lr 2004.

130. Ziauddin M.: Kotlar H.K.. Vikane O. et al. The use of a virtual chemistry laboratory for the design of matrix stimulation treatments in the Heidrun field SPE. - 7S314. - 2002.-P. 1-17.