Совершенствование технологии кислотного воздействия на высокотемпературные карбонатные коллекторы тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Фоломеев Алексей Евгеньевич

• Фоломеев Алексей Евгеньевич
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Фоломеев Алексей Евгеньевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК СКВАЖИН

1.1 Анализ применения различных технологий кислотного воздействия и их модификаций в различных геолого-физических условиях пласта

1.2 Особенности кислотной обработки и модификаторы кислотных составов в карбонатных коллекторах

1.3 Анализ принципов проектирования кислотных обработок карбонатных коллекторов 37 Выводы по главе

2 ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОГО МЕТОДИЧЕСКОГО ПОДХОДА ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК ДЛЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИМ. Р. ТРЕБСА

2.1 Геолого-промысловая характеристика продуктивных объектов месторождения им. Р. Требса

2.2 Анализ структуры фонда скважин и показателей разработки месторождения им. Р. Требса

2.3 Анализ эффективности применяемых методов обработки призабойной зоны на скважинах месторождения им. Р. Требса

2.4 Анализ факторов, влияющих на снижение эффективности кислотной обработки

2.5 Обоснование методического подхода при выборе дизайна кислотной обработки добывающих скважин месторождения

им. Р. Требса

Выводы по главе

3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КОМПЛЕКСНЫХ ЗАМЕДЛЕННЫХ КИСЛОТНЫХ СОСТАВОВ И ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ УСЛОВИЙ ЗАКАЧИВАНИЯ ИХ В ПЛАСТ ДЛЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИМ. Р. ТРЕБСА 91 3.1 Определение совместимости кислотных композиций с образцами

нефти исследуемого объекта

3.2 Определение совместимости кислотных составов с попутно-добываемой водой и жидкостью глушения

3.3 Определение температуры застывания кислотных составов

3.4 Определение термостабильности кислотных составов при пластовой температуре в присутствии ионов трехвалентного железа

3.5 Определение рисков образования вторичных осадков при взаимодействии кислотных составов с карбонатом кальция

3.6 Обоснование применения растворителей в качестве разделительной оторочки при кислотном воздействии

3.7 Исследования коррозионной активности кислотных составов

3.8 Определение скорости реакции кислотных составов с образцами горной породы исследуемых объектов

3.9 Физическое моделирование воздействия комплексными замедленными кислотными составами на карбонатную породу 108 Выводы по главе

4 ОБОСНОВАНИЕ ДИЗАЙНА КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОМПЛЕКСНЫХ ЗАМЕДЛЕННЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИМ. Р. ТРЕБСА И ДАННЫХ ФИЗИЧЕСКОГО И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА

4.1 Основные положения полуэмпирической модели образования и

роста каналов растворения

4.2 Адаптация полуэмпирической модели образования и роста каналов растворения для условий овинпармского и сирачойского горизонтов месторождения им. Р. Требса с применением физического моделирования

4.3 Расчет эффективности кислотной обработки для вертикальных и горизонтальных скважин 142 Выводы по главе

5 ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ РАБОТЫ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОМПЛЕКСНЫХ КИСЛОТНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИМ. Р. ТРЕБСА

5.1 Обоснование технологических параметров соляно-кислотной обработки на основе применения комплексных замедленных кислотных составов для условий месторождения им. Р. Требса

5.2 Техника и технология проведения кислотных обработок с применением комплексных замедленных кислотных составов

5.3 Разработка дизайна кислотной обработки с применением комплексного замедленного кислотного состава для скважины 4ВАР месторождения им. Р. Требса

5.4 Проведение опытно-промысловых испытаний кислотного воздействия с использованием комплексных кислотных составов

для условий месторождения им. Р. Требса

5.5 Анализ технологической эффективности опытно-промысловых испытаний технологии кислотной обработки комплексными замедленными кислотными составами 177 Выводы по главе 5 178 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 179 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии кислотного воздействия на высокотемпературные карбонатные коллекторы»

Актуальность темы

В течение последних лет в нефтяной промышленности Российской Федерации наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в увеличении доли трудноизвлекаемых запасов с осложненными геолого-физическими условиями (ГФУ), в том числе карбонатных коллекторов с низкой проницаемостью и высокой пластовой температурой.

Увеличение эффективности разработки карбонатных коллекторов является актуальной задачей, которая тесно связана с применением различных методов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП). Одним из наиболее эффективных методов воздействия на ПЗП является применение различных кислотных составов (КС), однако успешность их применения не превышает 50 %.

Проблема низкой эффективности применения существующих КС и технологий на их основе связана с недостаточным учетом влияния ГФУ объектов разработки и, соответственно, адаптацией технологии для конкретных условий.

Поэтому выбор оптимальной технологии и эффективных КС является важнейшей задачей, и поиск в этом направлении осуществляется с помощью системного подхода к технологии кислотного воздействия (КВ) в целом и реагентов в частности.

Степень разработанности темы

Значительный вклад в развитие и совершенствование кислотных методов воздействия на призабойную зону скважин внесли: В.А. Амиян, В.Е. Андреев, Ю.В. Антипин, К.Б. Аширов, Г.Т. Булгакова, Ю.Л. Вердеревский, А.И. Волошин, В.Н. Глущенко, А.Т. Горбунов, И.А Гуськова, Ю.В. Зейгман, С.А. Жданов, Р.Р. Ибатуллин, Г.З. Ибрагимов, Р.Д. Каневская, А.И. Комиссаров, Ю.А. Котенев, В.И. Кудинов, Л.Е. Ленченкова, Б.Г. Логинов, Е.В. Лозин, Л.А. Магадова, И.Т. Мищенко, М.Х. Мусабиров, Р.Х. Муслимов, В.Ш. Мухаметшин, Г.А. Орлов, М.К. Рогачев, М.А. Силин, Б.М. Сучков, В.А. Сидоровский, А.Г. Телин, М.А. Токарев, В.Г. Уметбаев, Р.Н. Фахретдинов, К.М. Федоров, А.Я. Хавкин,

Р.Я. Харисов, M.A. Buijse, G. Daccord, M.J. Economides, C.N. Fredd, H.S. Fogler, R.D. Gdanski, G. Glasbergen, M.L. Hoefner, K.M. Hung, L. Kalfayan, H.A. Nasr-El-Din, Y. Wang и многие другие.

Несмотря на многочисленные публикации по проблеме кислотных обработок карбонатных коллекторов, многие её аспекты требуют дополнительных исследований, теоретических осмыслений и практической реализации, поэтому рассматриваемая тема сохраняет безусловную актуальность.

Цель работы - разработка технологии интенсификации притока нефти к скважине путем применения комплексных замедленных кислотных составов (КЗКС) для условий высокотемпературных карбонатных коллекторов.

Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи:

1 Установить характер влияния различных геолого-физических факторов и видов кольматации призабойной зоны пласта на эффективность кислотных обработок карбонатных коллекторов.

2 Обобщить результаты применения немодифицированных солянокислотных обработок на месторождении им. Р. Требса и выявить осложнения, возникающие при кислотном воздействии (суффозия, выпадения тяжелых компонентов нефти, высокая скорость реакции с породой пласта), снижающие эффективность кислотного воздействия, и обосновать направления поиска повышения эффективности процесса.

3 Провести физико-химические и фильтрационные исследования по обоснованию оптимальных кислотных составов замедленного действия для моделируемых условий высокотемпературных карбонатных коллекторов и обосновать технологический процесс, позволяющий регулировать скорость реакции модифицированных кислотных составов с породой и предотвращать процессы отложения тяжелых компонентов нефти, органических и неорганических солей, суффозии и набухания глин.

4 Обосновать дизайн воздействия кислотной композицией на пласт с учетом кинетики процесса растворения минералов породы и рисков выпадения тяжелых компонентов нефти.

5 Разработать математическую модель кислотного растворения карбонатной породы композициями замедленного действия для прогнозирования оптимальных параметров процесса и технологического эффекта с применением результатов физико-химических исследований и физического моделирования, с последующей адаптацией на четырёх опытных скважинах месторождения им. Р. Требса.

Научная новизна

1 Для интенсификации притока нефти к скважине экспериментально установлены константы скорости реакции различных органических и неорганических кислот, содержащих модифицирующие добавки на основе ПАВ и хелатных соединений, с карбонатной горной породой, состоящей из 90 % доломита, при пластовой температуре, равной 90 0С; оптимальные скорости закачивания кислотных составов (КС) в пласт и зависимость длины образования канала растворения от указанных величин.

2 Установлена функция распределения вероятности выпадения высокомолекулярных соединений из нефти при воздействии 12 %-го раствора соляной кислоты на образцы нефти в зависимости от массового соотношения смол к асфальтенам, используемая для прогнозирования рисков отложения в призабойной зоне пласта карбонатных пластов.

3 Выявлена особенность воздействия соляной кислоты на карбонатную породу, содержащую иллит в количестве более 4 %, проницаемостью менее 1,5 10-3 мкм2 при высокой пластовой температуре (90 оС), обусловленная суффозией глинистой составляющей, приводящая к кольматации породы пласта, ведущей к росту устьевого давления при кислотном воздействии.

Практическая значимость

1 Разработана инструкция на обработку призабойной зоны добывающих скважин кислотными композициями замедленного действия.

2 Разработана технология проведения кислотной обработки (КО) с применением КЗКС при освоении скважин после бурения и повторных кислотных обработках.

3 Предложена методика оценки эффективности КО скважины с учетом зависимости скин-фактора от скорости закачивания и константы скорости реакции КС с породой для конкретной скважины.

4 Материалы диссертационной работы используются в учебном процессе для студентов направления «Нефтегазовое дело» при изучении дисциплины «Методы интенсификации добычи нефти».

Методы исследования

Поставленные задачи решались на основании анализа применения технологий КО и КС в мировой практике, изучение механизма их действия, проведения лабораторных исследований КС, расчет и оптимизация проекта КО с помощью математической модели.

Положения, выносимые на защиту

1 Адаптированная полуэмпирическая математическая модель кислотного растворения на основе образования и роста каналов растворения, позволяющая производить выбор оптимальной скорости закачивания КС в зависимости от его типа для конкретной скважины, прогнозировать технологическую эффективность применения технологии КО.

2 Дизайн кислотного воздействия на основе физического и гидродинамического моделирования с учетом скорости реакции КС комплексного действия с карбонатной породой и скорости их закачки для высокотемпературных карбонатных объектов с высоким содержанием доломита.

3 Методический подход к выбору КС, включающий предотвращение кольматации призабойной зоны пласта соединениями железа и тяжелыми компонентами нефти, образования нефтекислотных эмульсий, а также обеспечивающий необходимое замедление реакции с карбонатной породой.

4 Алгоритм принятия решения при выборе КЗКС комплексного действия с целью повышения успешности кислотного воздействия на пласт.

5 Методика экспресс-оценки рисков выпадения тяжелых компонентов нефти при воздействии 12 %-го раствора соляной кислоты на нефть, основанная

на функции распределения вероятности выпадения асфальтенов в зависимости от массового отношения смол к асфальтенам.

Соответствие паспорту специальности

Тема работы и содержание исследований соответствуют паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 2 «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность результатов работы обеспечивалась применением широко апробированных, а также оригинальных методик, экспериментальных исследований, выполненных на оборудовании, прошедшем государственную поверку. Все результаты экспериментальных исследований обрабатывались с применением методов математической статистики.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: V Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» (г. Москва, 2010); II и III Международных научно-практических конференциях «Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям» (г. Москва, 2010, 2012); семинаре, посвящённому РИР и ОПЗ в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах (г. Тюмень, 2013); Всероссийской с международным участием научно-практической конференции «Практические аспекты нефтепромысловой химии» (г. Уфа, 2014); международной технической нефтегазовой конференции и выставке БРБ по разведке и добыче (г. Москва, 2014); научно-технических конференциях молодых специалистов в ООО «БашНИПИнефть» (г. Уфа, 2014, 2016); VIII Международной научной конференции «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса» (г. Уфа, 2018); Международной научно-технической конференции

«Современные технологии в нефтегазовом деле - 2018» (г. Октябрьский, 2018); семинарах по научно-исследовательской работе в ПАО АНК «Башнефть» и ПАО «НК «Роснефть» 2012-2019 гг.

Публикации

По теме диссертации опубликованы 17 научных работ, в том числе 5 в журналах, индексируемых в международной базе данных Scopus и рекомендованных ВАК Министерства науки и высшего образования РФ, 2 в изданиях, индексируемых в международной базе данных Scopus.

Вклад соискателя состоит в проведении лабораторных исследований по разработке способов исследования КС, разработке КС и изучению их свойств, обобщении результатов исследований, разработке и адаптации математической модели кислотной стимуляции карбонатного коллектора для условий месторождения им. Р. Требса.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка использованной литературы, включающего 207 наименований. Работа изложена на 202 страницах машинописного текста, содержит 80 рисунков, 47 таблиц.

Автор выражает благодарность своему научному руководителю д.т.н., профессору Л.Е. Ленченковой; к.х.н. А.Г. Телину; д.х.н. Л.М. Халилову; д.ф.-м.н. Г.Т. Булгаковой; сотрудникам ООО «РН-БашНИПИнефть»: д.г.-м.н., профессору Е.В. Лозину; к.х.н. Р.Я. Харисову; к.т.н. А.Р. Шарифуллину; к.т.н. С.А. Вахрушеву; Г.И. Апкаримовой; начальнику управления разработки месторождений ООО «Башнефть-Полюс» Р.М. Набиуллину.

1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК СКВАЖИН

1.1 Анализ применения различных технологий кислотного воздействия и их модификаций в различных геолого-физических условиях пласта

Практика кислотной обработки имеет такую же длительную историю, как и само бурение скважин [1].

Впервые кислоту для воздействия на пласт применила компания Огайо Ойл в 1895 году [1, 2]. Патент на КО известняка был получен годом позже Компанией Стандарт Ойл [1, 3, 4]. На Рисунке 1.1, а представлен фрагмент рассматриваемого патента. Несмотря на то что удавалось добиться значительного увеличения объемов добычи, оказалось, что кислотные растворы вызывают чрезвычайно сильную коррозию скважинного оборудования, и этот метод был забыт и не применялся в течение 30 лет [1, 2, 4].

а) б)

Рисунок 1.1 - Фрагмент первого патента на КО [3] (а); первые КО,

осуществленные компанией Дауэлл - подразделением Дау Кемикл в 1932 г. [1] (б)

В 1931 г. Джон Гриб из компании Дау Кемикл обнаружил, что мышьяк замедляет воздействие соляной кислоты на металл. Через три года коммерческие услуги по КО начала предоставлять компания Халлибуртон Ойл Велл Сементинг

Как показал анализ промыслового материала, существует множество технологий с применением модифицированных кислот, предназначенных для КО, характеризующихся высокой степенью успешности. Тем не менее, по оценкам разных авторов, успешность обработок изменяется в диапазоне от 60 % до 80 %, а для повторных обработок менее 50 % [5].

Проанализирована патентная информация по Международной патентной классификации по классам Е 21В 43/27, Е 21В 43/22, Е 21В 43/25 и ключевым словам (Рисунок 1.2). Глубина поиска составила 17 лет (с 1997 г. по 2013 г. включительно) для российских патентов и 15 (с 1999 г. по 2013 г. включительно) - для американских. Целью являлось определение степени актуальности проблемы КО ПЗП скважин и тенденций ее развития.

35 т 30 -

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Год

Рисунок 1.2 - Патентование составов и технологий для КО скважин

в карбонатных коллекторах

Анализ динамики патентования показал стабильную активность российских организаций, в то время как зарубежные организации проявляют значительный рост активности в анализируемый период. Количество ежегодно патентуемых в России изобретений в рассматриваемом направлении было распределено по годам следующим образом: 2001 г. - 12; 2002 г. - 8; 2003 г. - 19; 2004 г. - 13; 2005 г. -15; 2006 г. - 12; 2007 г. - 14; 2008 г. - 11; 2009 г. - 12; 2010 г. - 14; 2011 г. - 11; 2012 - 12; 2013 - 20. Такой интерес к проблеме, несомненно, подтверждает ее актуальность. Решения проблем, возникающих при реализации технологии, в

анализируемый период изменились в сторону увеличения количества сложных и наукоемких технологий и составов.

В последние годы зарубежные исследователи проявляют повышенную активность к моделированию КО, например [6-11], в то время как российские исследователи проявляют интерес к сервисному сопровождению кислотного воздействия.

Существует несколько модификаций технологий проведения КО, учитывающих особенности геолого-физических характеристик объектов воздействия. Методики реализации КО отличаются простотой проведения и достаточно высокой эффективностью воздействия при условии обоснованного выбора объекта и учета геолого-физических критериев и позволяют интенсифицировать добычу нефти.

Традиционно различают следующие виды КО: солянокислотная ванна (СКВ); простая (малообъемная) КО; большеобъемная селективная кислотная обработка (БСКО) [12-19]; кислотный гидроразрыв пласта (КГРП) [20-27]; технология кислотного бурения [28-36]; КО закрытых трещин [37-43].

Также КО можно классифицировать следующим образом: простая КО; поинтервальная (ступенчатая) КО [1, 13-19, 44-50]; КО под давлением [14, 19]; КО в динамическом режиме [50, 51]; термокислотная обработка (ТКО) и термохимическая обработка (ТХО) ПЗП [50, 52, 53].

Рассмотрим некоторые кислотные обработки более подробно. Так, поинтервальная соляно-кислотная обработка (СКО) или ступенчатая СКО - это последовательные обработки нескольких интервалов пласта значительной мощности (направленные КО). Существует целый ряд методик селективной поинтервальной обработки, представленных на Рисунке 1.3 [1].

Л. Калфаян и А. Мартин в своей работе [19] обобщили различные варианты размещения кислоты с применением технологий потокоотклонения, классифицируя методы по следующим категориям:

• метод с использованием технологии MAP/DIR (maximum pressure differential and injection rate, т.е. максимальные давление закачки и скорость нагнетания) [14, 19, 44];

• методы механической изоляции: глухой пакер или цементный мост, пакер, комбинированный метод с использованием и глухого пакера, и обычного пакера;

• метод использования уплотнительных шариков;

• метод использования гибких насосно-компрессорных труб ГНКТ;

• методы химического отклонения (существуют в виде двух вариантов: реагентов-отклонителей, закачиваемых в защищаемые интервалы перед стадией КО; модификаторы КС, придающие им необходимые свойства);

• защищенное нагнетание посредством нагнетания КС через насосно-компрессорные трубы (НКТ), а инертной жидкости - через затрубное пространство (Рисунок 1.4, а), или нагнетания КС в затрубное пространство, а инертной жидкости - через НКТ (Рисунок 1.4, б).

r.lL.LN'lL'.ll.lllHL- ■

!4«F"-r,n4 ГГЩ" НТ

Л k-MlliriLT Llir II LIJ4TIIJL'

YlLln' rUMTtlH

fe .1

r -J

Рисунок 1.3 - Выбор технологии отклонения жидкости при КО матрицы [1]

Защищенный интервал

Обрабатываемый интервал

Т-1

шшшшшшт

äf.......... '""".......

И_____' ____ а

тшштттт^ттттт^жшт^тжт. ■

Обрабатываемый интервал

г-т

Защищенный интервал

. Кислота

■Инертная жидкость

Рисунок 1.4 - Два примера КО необсаженного ствола горизонтальной скважины с использованием защищенного нагнетания [19]

В работе [48] приведен обзор промысловых испытаний различных методов кислотного отклонения с применением симулятора размещения жидкостей в пластовой системе.

Для достижения наилучшего отклонения могут использоваться одновременно несколько методов: использование ГНКТ, химическое отклонение и применение технологии MAP/DIR [49].

Далее рассмотрим некоторые технологии КО под давлением более подробно. Так, закачка растворов кислоты в призабойную зону скважин под давлением позволяет реагенту проникать в поровое пространство продуктивных пород в глубину пласта, не затрачивая значительную долю кислоты на увеличение диаметров каналов растворения в близлежащей части ПЗП. В ходе реализации технологии следует поддерживать давление на максимальном уровне, не допуская гидроразрыва пласта (ГРП) при условии роста скорости закачки кислоты (технология MAP/DIR) [14, 19].

Безусловно наибольшей эффективностью характеризуются скоростные высоконапорные КО, особенно для скважин, эксплуатирующих трещиновато-пористые коллекторы, при соблюдении режима активизации процесса образования системы микротрещин. При выполнении указанного условия происходит обработка всех трещиноватых интервалов пласта. Суть рассматриваемых процессов в следующем: раскрытие микротрещин происходит с

верхних интервалов эффективной толщины пласта. При этом выбор давления закачки рабочей жидкости, обусловленный процессом образования микротрещин, зависит от вскрытого интервала пласта [14].

Необходимо отметить, что КО под большим давлением не следует выполнять при первичных обработках продуктивного пласта, представленного слабопроницаемыми низкопористыми карбонатными породами. Для этого достаточно ограничиться перепадом давления на устье от 6 до 10 МПа, характерным при воздействии на указанные коллекторы.

Сначала на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление парафиновых отложений, изоляция обводнившихся пропластков или создание на забое столба тяжелой вязко-упругой жидкости в пределах обводнившегося интервала пласта скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается с применением геофизических исследований с целью выявления поглощающих прослоев и их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем.

Следующая технология, которую рассмотрим в работе, представлена КО в динамическом режиме. Она отличается тем, что после закачки кислоты в карбонатный пласт проводится ступенчатое изменение давления с общей тенденцией к увеличению скорости закачки [50].

Во время проведения КО традиционным способом кислотный раствор закачивают в пласт в соответствии с выбранной технологией, которая обуславливает давление и скорость закачки. После попадания раствора в пласт кислота вступает в реакцию с карбонатами.

Взаимодействие соляной кислоты особенно с пористыми кавернозными карбонатными породами на границе раздела твердой и жидкой фаз в начальный момент протекает с большой скоростью. В дальнейшем на границе раздела образуется поверхностный слой насыщенной породы и нерастворимых продуктов, который значительно замедляет подход свежих порций кислоты к зоне реакции. В этом случае карбонаты растворяются лишь за счет диффузии молекул

хлористого водорода. По истечении определенного времени растворение пород может практически полностью прекратиться. Описанный механизм реакции соляной кислоты с карбонатными породами подтверждается многими авторами, а также исследованиями, проведенными в лабораторных условиях.

Лабораторными исследованиями, выполненными с целью определения скорости растворения известняка, подтверждено, что скорость реакции возрастает в несколько раз при динамическом режиме растворения при прочих равных условиях. Из этого следует, что в пластовых условиях необходимо соблюдать схожие режимы, при которых регулярно наблюдалось разрушение или предотвращение образования экранирующего слоя, формирующегося на поровой поверхности. Данный подход позволит обеспечить дополнительный приток кислоты на границу контакта последней с породой. При уменьшении давления на забое происходит вынос продуктов взаимодействия кислоты с породой.

Динамический режим обработки в карбонатных коллекторах, особенно высокотемпературных, требует непрерывной закачки КС замедленного действия, начиная с минимальной скорости и заканчивая на максимально допустимой по технологическим параметрам скважины, если нет ограничений по геологии (прорыв в водо- и газонасыщенные зоны). Продукты реакции извлекаются через промежуток времени, обусловленный активностью КС в данных условиях.

Технологическая схема проведения КО с применением струйного насоса представлена на Рисунке 1.5. В скважину на НКТ 1 спускают струйный насос 2 и пакер 3. При отсутствии струйного насоса КО пласта в динамическом режиме можно осуществлять с помощью компрессора и специального клапанного устройства [51].

Разработанные технологические схемы осуществления КО в динамическом режиме, а также результаты опытно-промысловых испытаний (ОПИ) показывают эффективность данного способа обработки ПЗП. Особенно это касается пластов с высокой начальной температурой, когда скорость реакции высока (реакция соляной кислоты с карбонатами). Образующиеся продукты необходимо по возможности быстрее удалять из зоны взаимодействия.

Рисунок 1.5 - Технологическая схема осуществления КО пласта в динамическом

режиме с использованием струйного насоса [51]

а - расположение подземного оборудования в скважине, заполнение НКТ кислотным раствором; б - запакеровка пространства, закачка кислотного раствора в пласт; в - спуск в НКТ шарового клапана, прокачка жидкости через струйный насос (создание депрессии); г - приподъем шарового клапана и закачка кислотного раствора в пласт; 1 - НКТ; 2 - струйный насос; 3 - пакер; 4 - хвостовик; 5 - шаровой клапан; 6 - продавочная жидкость; 7 - раствор кислоты

Применение БСКО позволяет значительно увеличить дебит скважин, приуроченных к карбонатным коллекторам. При этом соляная кислота при взаимодействии с карбонатной породой не реагирует с поровым пространством в полной мере, однако формирует в породе крупные высокопроницаемые червоточины. В рассматриваемом процессе скин-эффект может изменяться в диапазоне от -2 до -5, в зависимости от плотности трещин, пористости, компонентов КС, а также техники и технологии его применения. Радиус воздействия БСКО превышает 2 м от ствола скважины (при условии радиального распространения), а расход КС превышает 2 м3 на погонный метр перфорированного интервала. Например, при толщине продуктивного пласта 10 м и объеме КС, начиная с 20 м , технология может быть охарактеризована как БСКО. Трещиноватые коллекторы требуют кратного (в 3-6 раз) увеличения объема КС [13].

Основными условиями эффективности БСКО являются [13]:

- учет критериев применения КО при выборе первоочередных скважин-кандидатов;

- проектирование: сравнение лабораторных и промысловых исследований; определение изменения дебитов скважин в ходе проведения гидродинамических исследований скважин (ГДИС); моделирование процесса и оптимизации дизайна;

- управление процессом фильтрации: обработка по пропласткам;

применение кислотного состава с замедлением процесса - нефтекислотных эмульсий (НКЭ), гелируемых внутри пласта кислотосодержащих полимерных композиций, самоотклоняющихся кислотных составов (СКС);

- соблюдение оптимального дизайна обработки.

При проектировании кислотного воздействия следует принимать во внимание геолого-физическую характеристику коллектора: его минералогический состав, проницаемость, сжимаемость и пористость горной породы, вязкость флюидов и температуру.

Следует учитывать результаты каротажа, петрофизику и динамику показателей разработки месторождения для лучшего понимания проблем, связанных с ухудшением фильтрационно-емкостных характеристик породы коллектора. Последующий анализ связан с изучением истории выбранных скважин с дальнейшим определением фактических параметров и общей эффективности КО.

Исследования кернов, в том числе изучение структуры порового пространства, фильтрационно-емкостных свойств и краевого угла смачиваемости, совместимости породы с раствором глушения и другими технологическими жидкостями, планируемыми к применению, и другие исследования позволяют обосновать КС для обработки скважин.

Использование экспериментальных данных в промысловых условиях следует осуществлять с определенными допущениями, т.к. при росте литологических и структурных изменений заметную роль приобретают обоснование оптимизации КС и дизайн его применения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Фоломеев Алексей Евгеньевич, 2020 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Кроуи, К. Тенденции в обработке матрицы / К. Кроуи, Ж. Масмонтейл, Э. Тоубул, Т. Рон // Нефтяное обозрение. - Осень, 1996. - С. 20-37.

2. Грей, Ф. Добыча нефти : [пер. с англ.] / Ф. Грей; перевод З. П. Свитанько. - М. : ЗАО «Олимп-Бизнес», 2001. - 416 с.

3. Fransh, H. Increasing the Flow of Oil Wells / H. Fransh. - US 556669. -

1896.

4. Rae Ph., di Lullo G. Matrix Acid Stimulation / Ph. Rae, G. di Lullo // SPE European Formation Damage Conference, The Hague, The Netherlands 13-14 May 2003. Paper SPE 82260. - 2003.

5. Телин, А. Г. Комплексный подход к увеличению эффективности кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах / А. Г. Телин, Т. А. Исмагилов, Н. З. Ахметов, В. В. Смыков, Н. И. Хисамутдинов // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 8. - С. 69- 74.

6. Пат. 7603261 США, МПК G 06 F 17/50, E 21 B 36/02. Method for Predicting Acid Placement in Carbonate Reservoirs / Philippe Tardy ; заявитель и патентообладатель Schlumberger Technology Corporation. - № US 2008/0015832 A1; заявл. 29.11.06 ; опубл. 13.10.09. - 31 с.

7. Пат. 7774183 США, МПК G 06 F 7/48. Flow of Self-Diverting Acids in Carbonate Reservoirs / Philippe Tardy, Bruno Lecerf; заявитель и патентообладатель Schlumberger Technology Corporation. - № US 2008/0015831 A1; заявл. 11.07.06 ; опубл. 10.08.10. - 20 с.

8. Пат. 7853440 США, МПК G 06 F 7/48. Method for Large-Scale Modeling and Simulation of Carbonate Wells Stimulation / Charles Edouard Cohen, Didier Ding, Brigitte Bazin, Nichel Quintard ; заявитель и патентообладатель Institut Francais du Petrole. - № US 2007/0244681 A1; заявл. 09.03.07 ; опубл. 14.12.10. - 15 с.

9. Пат. 7666821 США, МПК C 09 K 8/60. Self-Diverting Pre-Flush Acid for Sandstone / Diankui Fu; заявитель и патентообладатель Schlumberger Technology Corporation. - № US 2004/0009880 A1; заявл. 20.02.03 ; опубл. 23.02.10. - 26 с.

10. Пат. 7770644 США, МПК E 21 B 43/16. Self Diverting Matrix Acid / Diankui Fu, Mohan Panga, Slaheddine Kefi, Marieliz Garcia-Lopez de Victoria; заявитель и патентообладатель Schlumberger Technology Corporation. - № US 2007/0256835 A1; заявл. 27.06.07; опубл. 10.08.10. - 10 с.

11. Пат. 7902124 США, МПК C 09 K 8/52, E 21 B 37/06. Self-Diverting Acid Treatment with Formic-Acid-Free Corrosion Inhibitor / Syed Ali, Javier Sanchez Reyes, Mathew M. Samuel, Francois M. Auzerais ; заявитель и патентообладатель Schlumberger Technology Corporation. - № US 2010/0056405 A1; заявл. 21.08.09 ; опубл. 08.03.11. - 9 с.

12. Глущенко, В. Н. Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн / В. Н. Глущенко, О. А. Пташко, Р. Я. Харисов. - Уфа : АН РБ, Гилем, 2010. - 388 с.

13. Харисов, Р. Я. Факторы, влияющие на эффективность кислотной стимуляции скважин в карбонатных коллекторах / Р. Я. Харисов, А. Р. Шарифуллин, А. Г. Телин, А. Г. Загуренко // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2007. - № 1. - С. 18-24.

14. Pongratz, R. Optimizing Matrix Acid Treatments in a Multilayered Reservoir in Russia by Applying Different Diversion Techniques / R. Pongratz, R. Kontarev, B. Robertson // SPE 94485. - 2005. - May, 27.

15. Вахрушев, С. А. Исследования кислотного воздействия с применением потокоотклонителей на карбонатные коллекторы месторождения им. Р. Требса /

C. А. Вахрушев, А. Е. Фоломеев, Ю. А. Котенев, Р. М. Набиуллин // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 4. - С. 112-117.

16. Navarrete, R. C. Emulsified Acid Enhances Well Production in High-Temperature Carbonate Formations / R. C. Navarrete, B. A. Holms, S. B. McConnell,

D. E. Linton // SPE 50612. - 1998. - October, 20-22.

17. Nasr-El-Din, H. A. Field Application of Emulsified Acid- Based System to Stimulate Deep, Sour Gas Reservoirs in Saudi Arabia / H. A. Nasr-El-Din, J. R. Solares, S. H. Al-Mutairi, M. D. Mahoney // SPE 71693. - 2001. - September, 30-October, 03.

18. Saxon, A. An Effective Matrix Diversion Technique for Carbonate Formations / A. Saxon, B. Chariag, M. Reda Abdel Rahman // SPE 37734. - 1997. -March, 15-18.

19. Kalfayan, L. J. The Art and Practice of Acid Placement and Diversion: History, Present State, and Future / L. J. Kalfayan, A. N. Martin // SPE 124141. - 2009.

20. Gdanski, R. Recent Advances in Carbonate Stimulation / R. Gdanski // IPTC 10693. - 2005. - November, 21-23.

21. Williams, B. B. Acidizing Fundamentals / B. B. Williams, J. L. Gidley, R. S. Schechter // Soc. Petrol. Eng. of AIME. - New York, Dallas. - 1979. - Ch. 10.

22. Economides, M. J. Acid Fracture Propagation and Production, in Reservoir Stimulation / M. J. Economides, K. G. Nolte. - Prentice Hall, Englewood Cliffs, NJ. -1989. - Ch. 18.

23. Economides, M. J. Reservoir Stimulation / M. J. Economides, K. G. Nolte. -3 Ed. - John Willey & Sons, Ltd, New York, 2000.

24. Экономидес, М. Повышение продуктивности нефтегазовых коллекторов: в 2 т. / М. Экономидес, К. Нолте. М.-Ижевск : Институт компьютерных исследований, 2011. - Т. 1 : 676 с.; Т. 2 : 674 с.

25. Economides, M. J. Petroleum Production Systems / M. J. Economides, A. D. Hill, C. Ehlig-Economides. - Upper Saddle River, NJ 07458, 1993. - 611 p.

26. Экономидес, М. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике : [пер. с англ.] / М. Экономидес, Р. Олини, П. Валько; Пер. с англ. А. Корнилов, И. Вафин; ОАО «НК «Роснефть». - М. : Ин-т компьютерных исследований, 2007. - 236 с.

27. Пуатрено, А. Успешный кислотный гидроразрыв пласта (ГРП) в неблагоприятных условиях Харьягинского месторождения: полученный опыт и комплексная оценка работ / А. Пуатрено, П. Ферран, П. Пужет, Ж. Мэньер // SPE 102475. - 2006.

28. Пат. 6772847 США, МПК E 21 B 7/04, E 21 B 7/18. Chemically Enhanced Drilling Methods / Rae Philip J., Di Lullo Arias, Gino F., Portman, Lance N.; заявитель

и патентообладатель BJ Services Company. - № US 2003/0164252 A1; заявл. 26.02.02 ; опубл. 10.08.04. - 11 с.

29. Rae, Ph. Chemically-Enhanced Drilling With Coiled Tubing in Carbonate Reservoirs / Ph. Rae, G. di Lullo // SPE 67830.

30. Portman, L. Full-Scale Tests Prove it Practical to «Drill» Holes with Coiled Tubing Using Only Acid; No Motors, No Bits / L. Portman, Ph. Rae, A. Munir // SPE 74824. - 2002.

31. Stanley, F. O. Global Application of Coiled-Tubing Acid Tunneling Yields Effective Carbonate Stimulation / F. O. Stanley, L. N. Portman, J. D. Diaz, R. L. Darmawan, J. P. Strasburg, J. S. Clark, M. S. Navarro // SPE 135604. - 2010.

32. Moss, P. Nature Had It Right After All! Constructing a «Plant Root»-Like Drainage System with Multiple Branches and Uninhibited Communication with Pores and Natural Fractures / P. Moss, L. Portman Rae, G. di Lullo // SPE 103333. - 2006.

33. Perex, L. A. A. Successful Offshore Application of Acid Tunneling Technology: Overcoming the Difficulties of High Depths, Temperatures, and Deviations / L. A. A. Perex, J. D. Diaz, M. Navarro, P. Moss, J. Curtis // SPE 113855. -2008.

34. Diaz, J. D. Successful Implementation of Coiled-Tubing Acid Tunneling Gives Operator a Viable Alternative to Conventional Stimulation Techniques in Carbonate Reservoirs / J. D. Diaz, V. Espina, M. Guerrero, O. Colmenares, P. Moss // SPE 107084. - 2007.

35. Akhkubekov, A. E. Acid Tunneling Technology: Application Potential in Timan-Pechora Carbonates / A. E. Akhkubekov, V. N. Vasilyev // SPE 135989. - 2010.

36. Strasburg, J. Acid Tunneling Stimulation in Oklahoma Limestone Using Coiled Tubing / J. Strasburg, J. Clark // SPE 120772. - 2009.

37. Овнатанов, Г. Т. Вскрытие и обработка пласта / Г. Т. Овнатанов. - М. : Недра, 1970. - 312 с.

38. Fredrickson, S. E. Stimulating Carbonate Formations Using a Closed Fracture Acidizing Technique / S. E. Fredrickson // SPE 14654. - 1986.

39. Пат. 3768564 США, МПК E 21 B 43/27. Method of Fracture Acidizing Formation / S. E. Frederickson, J. A. Knox; заявитель и патентообладатель Halliburton Company. - 137625; заявл. 26.04.71; опубл. 30.10.73. - 5 с.

40. Пат. 3842911 США, МПК E 21 B 43/27, E 21 B 43/26. Method of Fracture Acidizing a Well Formation / Knox J. A., Frederickson S. E; заявитель и патентообладатель Halliburton Company. - № 349909; заявл. 09.04.73; опубл. 22.10.74. - 4 с.

41. Sollman, M. Y. Well-Test Analysis Following a Closed-Fracture Acidizing Treatment / M. Y. Sollman, J. L. Hunt, T. Daneshi // SPE 17972. - 1990.

42. Bartko, K. M. Field and Laboratory Experience in Closed Fracture Acidizing the Lisburne Field, Prudhoe Bay, Alaska / K. M. Bartko, M. W. Conway, T. E. Krawietz, R. B. Marquez, R. G. M. Oba // SPE 24855. - 1992.

43. Sollman, M. Y. Well-Test Analysis Following a Closed-Fracture Acidizing Treatment / M. Y. Sollman, J. L. Hunt, T. Danesh // SPE 17972. - 1990.

44. Paccaloni, G. Advances in Matrix Stimulation Technology / G. Paccaloni, M. Tambini // JPT. - 1993. - No. 43 (3). - P. 256-263.

45. Bhalla, K. Coiled Tubing Extended Reach Technology / K. Bhalla // SPE 30404. - 1995.

46. Nasr-El-Din, H. A. A Novel Technique to Acidize Horizontal Wells with Extended Reach / H. A. Nasr-El-Din, N. S. Al-Habib, M. Jemmali, A. Lahmadi, M. Samuel // SPE 90385. - 2004.

47. Nasr-El-Din, H. A. Novel Technique for Improved CT Access and Stimulation in an Extended-Reach Well / H. A. Nasr-El-Din, I. H. Arnaout, J. B. Chesson, K. Cawiezel // SPE 94044. - 2005.

48. Glasbergen, G. Improved Acid Diversion Design Using a Placement Simulator / G. Glasbergen, M. Buijse // SPE 102412-MS. - 2006.

49. Nasr-El-Din, H. A. Propagation of Cross-Linkers Used in In-Situ Gelled Acids in Carbonate Reservoirs / H. A. Nasr-El-Din, K. C. Taylor, H.H. Al-Hajji // SPE 75257. - 2002.

50. Логинов, Б. Г. Руководство по кислотным обработкам скважин / Б. Г. Логинов, Л. Г. Малышев, Ш. С. Гарифуллин. - М. : Недра, 1966. - 219 с.

51. Сучков, Б. М. Соляно-кислотные обработки скважин в динамическом режиме / Б. М. Сучков // Нефтяное хозяйство. - 1987. - № 6. - C. 52-56.

52. Ибрагимов, Г. З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти / Г. З. Ибрагимов, Н. И. Хисамутдинов. - М. : Недра, 1983. - 312 с.

53. Арбузов, В. Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин / В. Н. Арбузов. - Томск : Изд-во ТПУ, 2011. - Ч. 1 : 200 с.

54. Magee, J. Method for Effective Fluid Diversion When Performing a Matrix Acid Stimulation in Carbonate Formation / J. Magee, M.A. Buijse, R. Pongratz // SPE 37736. - 1997. - March, 17-20.

55. Al-Mutawa, M. Field Cases of a Zero Damaging Stimulation and Diversion Fluid from the Carbonate Formations in North Kuwait / M. Al-Mutawa, E. Al-Anzi, M. Jemmali, M. Samuel // SPE 80225. - 2003. - February, 5-8.

56. Olson, K. E. Valhall Field: Horizontal Well Stimulations «Acid vs. Proppant» and Best Practices for Fracture Optimization / K. E. Olson, E. Olsen, S. Haidar, A. Boulatsel, K. Brekke // SPE 84392. - 2003, October.

57. Diaz, N. J. An Evaluation of the Impact of Reactive Perforating Charges on Acid Wormholing in Carbonates / N. J. Diaz, M. R. G. Bell, J. T. Hardesty, A. D. Hill, H. A. Nasr-EI-Din // SPE 138434. - 2010.

58. Xugang, Wang. Optimization of Acid Fracturing to Improve Heavy Oil Production in Naturally Fractured Carbonates / Xugang Wang, Honglan Zou, Xingquan Zheng, Fuxiang Zhang, Yonghong Fan, Xingsheng Cheng, Rusheng Zhang // SPE 80897. - 2003.

59. Pournik, M. A Novel Application of Closed-Fracture Acidizing / M. Pournik, M. Mahmoud, H. A. Nasr-El-Din // SPE 124874. - 2011.

60. Reese, J. L. Selecting Economic Refracturing Candidates / J. L. Reese, L. K. Britt, J. R. Jones // SPE 28490. - 1994.

61. Parrot, D. I. A Case History of Massive Hydraulic Refracturing in the Tight Muddy «J» Formation / D. I. Parrot, M. G. Long // SPE 7936. - 1979.

62. Вадецкий, Ю. В. Испытание трещинных коллекторов в процессе бурения / Ю. В. Вадецкий, К. М. Обморышев, Б. И. Окунь. - М. : Недра, 1976. -157 с.

63. Mahmoud, M. A. Optimum Injection Rate of A New Chelate that Can Be Used to Stimulate Carbonate Reservoirs / M. A. Mahmoud, H. A. Nasr-El-Din, C. A. De Wolf, J. N. LePage // SPE 133497. - 2011.

64. Mahmoud, M. A. Stimulation of Carbonate Reservoirs Using GLDA (Chelating Agent) Solutions / M. A. Mahmoud, H. A. Nasr-El-Din, C. A. De Wolf, J. N. LePage // SPE 132286. - 2010.

65. Hoefner, M. L. Pore Evolution and Channel Formation during Flow and Reaction in Porous Media / M. L. Hoefner, H. S. Fogler // AIChE J. - 1988. - Vol. 34. -No. 1. - P. 45-54.

66. Kalfayan, L. Production Enhancement with Acid Stimulation / L. Kalfayan. 2 Ed. - Tulsa Oklahoma : PennWell Corporation, 2008. - 270 p.

67. Fredd, C. N. The Influence of Chelating Agents on the Kinetics of Calcite Dissolution / C. N. Fredd, H. S. Fogler // J. Colloid Interface Sci. - 1998. - August. -No. 204 (1). - P. 187-197.

68. Fredd, C. N. The Kinetics of Calcite Dissolution in Acetic Acid Solutions / C. N. Fredd, H. S. Fogler // Chem. Eng. Sci. - 1998. - October. - No. 53 (22). -P. 3863-3874.

69. Fredd, C. N. Alternative Stimulation Fluids and Their Impact on Carbonate Acidizing / C. N. Fredd, H. S. Fogler // SPE J. - 1998. - March. - No. 813 (1). - P. 34.

70. Abu-Syed, I. S. Well Stimulation for Thick Carbonate Reservoirs / I. S. Abu-Syed, C. E. Shuchart, M. Gong // IPTC 10647. - 2005.

71. Al-Ghamdi, A. H. Impact of Acid Additives on the Rheological Properties of Viscoelastic Surfactants and Their Influence on Field Application / A. H. Al-Ghamdi, H. A. Nasr-El-Din, Al-Qahtani, A. A. Abdulqader, M. Samuel // SPE 89418. - 2004.

72. Bazin, B. Experimental Investigation of Some Properties of Emulsified Acid Systems for Stimulation of Carbonate Formations / B. Bazin, G. Abdulahad // SPE 53237. - 1999.

73. Bazin, B. A Laboratory Evaluation of Acid Propagation in Relation to Acid Fracturing: Results and Interpretation / B. Bazin, C. Roque, M. Bouteca // SPE 30085. -1995.

74. Buijse, M. A. Understanding Wormholing Mechanisms Can Improve Acid Treatments in Carbonate Formations / M. A. Buijse // SPE 38166. - 1997.

75. Bulgakova, G. T. Optimizing Extended Selective Acidizing Designs / G. T. Bulgakova, A. R. Sharifullin // Proceedings of 12th International Workshop on Computer Science and Information Technologies. Moscow-St.Peterburg, 2010. -Vol. 1. - P. 58-62.

76. Chang, F. A Novel Self-Diverting-Acid Developed for Matrix Stimulation / F. Chang, Q. Qu, W. Frenier // SPE 65033. - 2001.

77. Chang, F. F. Case Study of a Novel Acid-Diversion Technique in Carbonate Reservoirs / F. F. Chang, T. Love, C. J. Affeld, J. B. Blevins III, R. L. Thomas, D. K. Fu // Paper presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, TX. - 1999. - October, 3-6.

78. Daccord, G. Carbonate Acidizing: Toward a Quantitative Model of the Wormholing Phenomenon / G. Daccord, E. Touboul, R. Lenormand // SPE 16887. -1987.

79. Daccord, G. Fractal Patterns from Chemical Dissolution / G. Daccord, R. Lenormand // Nature. - 1987. - January, 1. - No. 325 (6099). - P. 41-43.

80. Daccord, G. Chemical Dissolution of a Porous Medium by a Reactive Fluid-II. Convection versus Reaction Behavior Diagram / G. Daccord, O. Lietard, R. Lenormand //Chemical Engineering Science. - 1993. - No. 48 (1). - P. 179-186.

81. Fredd, C. N. Influence of Transport and Reaction on Wormhole Formation in Porous Media / C. N. Fredd, H. S. Fogler // AIChE J. - 1998. - September. -P. 1933-1949.

82. Fredd, C. N. Optimum Conditions for Wormhole Formation in Carbonate Porous Media: Influence of Transport and Reaction / C. N. Fredd, H. S. Fogler // SPE J.

- 1999. - September. - No. 4 (3).

83. Fredd, C. N. Dynamic Model of Wormhole Formation Demonstrates Conditions for Effective Skin Reduction During Carbonate Matrix Acidizing / C. N. Fredd // SPE 59537. - 2000.

84. Frick, T. P. Analysis of Radial Core Experiments for Hydrochloric Acid Interaction with Limestones / T. P. Frick, B. Mostofizadeh, M. J. Economides // SPE 27402. - 1994.

85. Frick, T. P. Modeling of Fractal Patterns in Matrix Acidizing and Their Impact on Well Performance / T. P. Frick, M. Kurmayr, M. J. Economides // SPE Prod. and Facilities. - 1994. - February. - P. 61-68.

86. Harrison, N. H. Diverting Agents - History and Application / N. H. Harrison // JPT. - 1972. - May. - P. 593-598.

86. Hill, A. D. The Effect of Wormholing on the Fluid-Loss Coefficient in Acid Fracturing / A. D. Hill, D. Zhu, Y. Wang // SPE Production and Facilities. - 1995. -November. - P. 257-263.

87. Hoefner, M. L. Fluid-Velocity and Reaction-Rate Effects during Carbonate Acidizing: Application of Network Model / M. L. Hoefner, H. S. Fogler // SPE Production Engineering. - 1989. - February. - P. 56-62.

88. Hoefner, M. L. Role of Acid Diffusion in Matrix Acidizing of Carbonates / M. L. Hoefner, H. S. Fogler, P. Stenius, J. Sjoblom // Journal of Petroleum Technology.

- 1987. - February. - P. 203-208.

89. Hoefner, M. L. Effective Matrix Acidizing in Carbonates Using Microemulsions / M. L. Hoefner, H. S. Fogler // Chem. Eng. Prog. - 1985. - May. -P.40-44.

90. Huang, T. Reaction Rate and Fluid Loss: The Keys to Wormhole Initiation and Propagation in Carbonate Acidizing / T. Huang, A. D. Hill, R. S. Schechter // SPE 37312. - 1997.

91. Huang, T. Prediction of Wormhole Population Density in Carbonate Matrix Acidizing / T. Huang, D. Zhu, A. D. Hill // SPE 54723. - 1999.

92. Wan, K. M. A Mechanistic Model of Wormhole Growth in Carbonate Matrix Acidizing and Acid Fracturing / K. M. Wan, A. D. Hill, K. Sepehrnoori // J. Pet. Tech. - 1989. - January. - P. 59.

93. Hung, K. M. Modeling of Wormhole Behavior in Carbonate Acidizing: Ph.

D. Thesis / K. M. Hung. - University of Texas, 1987.

94. Lynn, J. D. A Core-Based Comparison of the Reaction Characteristics of Emulsified and In-Situ Gelled Acids in Low Permeability, High Temperature, Gas Bearing Carbonates / J. D. Lynn, H. A. Nasr-El-Din // Paper SPE 65386. - 2001.

95. Takulpakdee, S. Flow and Reaction of Weak Acids in Carbonate Porous Media: M. S. Thesis / S. Takulpakdee. - Chulalongkorn University, Bangkok, Thailand, 1998.

96. Huang, T. Prediction of Wormhole Population Density in Carbonate Matrix Acidizing / T. Huang, D. Zhu, A. D. Hill // Paper SPE 54723. - 1999.

97. Иванов, Е. С. Ингибитор коррозии металлов в кислых средах /

E. С. Иванов. - М. : Металлургия, 1986. - 175 с.

98. Петров, Н. А. Катионоактивные ПАВ - эффективные ингибиторы в технологических процессах нефтегазовой промышленности / Н. А. Петров, Б. С. Измухамбетов, Ф. А. Агзамов, Н. А. Ногаев; под. ред. Ф. А. Агзамова. -СПб. : Недра, 2004. - 408 с.

99. Дятлова, Н. М. Комплексоны и комплексонаты металлов / Н. М. Дятлова, В. Я. Темкина, К. И. Попов. - М. : Химия, 1988. - 544 с.

100. Глущенко, В. Н. Функциональная роль ПАВ в кислотных составах / В. Н. Глущенко // Разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 2. - С. 27-35.

101. Глущенко, В. Н. Обратные эмульсии и суспензии в нефтегазовой промышленности / В. Н. Глущенко. - М. : Интерконтакт Наука, 2008. - 725 с.

102. Бабалян, Г. Б. Влияние ПАВ на эффективность процесса кислотных обработок / Г. Б. Бабалян, А. Б. Тумасян // Применение поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности. - М. : ВНИИОЭНГ, 1966. - C. 40-48.

103. Глущенко, В. Н. К вопросу обработки призабойных зон скважин катионными ПАВ / В. Н. Глущенко // Нефтепромысловое дело. - 1995. - № 1. -С. 50.

104. Coulter Jr., A. W. Acidizing / A. W. Coulter Jr., A. R. Hendrickson, S. J. Martinez // SPE 1987-54-PEH. - 1987.

105. Sutton, G. D. Aspects of Acid Additive Selection in Sandstone Acidizing / G. D. Sutton, R. M. Lasater // SPE 4114. - 1972.

106. Билалов, Ф. Р. Эффективность работ по интенсификации добычи на Астраханском газоконденсатном месторождении / Ф. Р. Билалов, А. З. Саушин // Разработка и эксплуатация месторождений Прикаспия : сб. науч. тр. МИНГ. - М., 1990. - № 221. - С. 42-47.

107. Джафаров, М. А. Некоторые результаты исследований по разработке рецептур спиртокислотных растворов для обработки призабойной зоны газовых скважин / М. А. Джафаров, Л. А. Каширина, И. А. Сапаров // Добыча, сбор и подготовка нефти и газа на месторождениях Западной Туркмении : сб. науч. тр. ТуркменНИПИнефть. - Грозный, 1988. - Вып. 27. - С. 50-54.

108. Сулейманов, М. Б. К вопросу кислотной обработки призабойной зоны скважин / М. Б. Сулейманов, Н. Г. Мамедов, Р. М. Акберов и др. // АНХ. - 1991. -№ 12. - С. 41-43.

109. Назеров, В. М. Оценка влияния добавок метанола на эффективность спиртокислотных обработок / В. М. Назеров // Теория и практика разработки газовых месторождений Западной Сибири : сб. науч. тр. ВНИИгаз. - М., 1985. -С.151-154.

110. Андреев, В. В. Кинетика процесса растворения нефтенасыщенных карбонатных пород композиционным растворителем / В. В. Андреев // Творческие возможности молодых нефтяников : тез. докл. науч.-техн. конф. - Альметьевск, 1987. - С. 50-51.

111. Кудинов, В. И. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов / В. И. Кудинов, Б. М. Сучков. - Самара : Кн. изд-во, 1996. - 440 с.

112. Сергиенко, В. Н. Технологии воздействия на призабойную зону пластов юрских отложений Западной Сибири / В. Н. Сергиенко. - СПб. : Недра, 2005. - 207 с.

113. Федотова, Н. Ф. О возможном использовании низкомолекулярных кислот для обработки скважин / Н. Ф. Федотова, Н. И. Кошторев, А. С. Федотов // ЭИ. Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». - М. : ВНИИОЭНГ, 1990. - № 6. - С. 9-11.

114. Gidley, J. L. Stimulation of Sandstone Formations with the Acid-Mutual Solvent Method / J. L. Gidley // SPE 3007. - 1971.

115. Brooks, F. A. Evaluation of Preflushes for Sand Consolidation Plastics / F. A. Brooks // SPE 4776. - 1974.

116. Гидли, Дж. Л. Новое в кислотной обработке скважин / Дж. Л. Гидли // Инженер-нефтяник. - 1973. - № 11. - С. 34-38.

117. Rae, Ph. Towards Environmentally-Friendly Additives for Well Completion and Stimulation Operations / Ph. Rae, G. Di Lullo, A. Ahmad // SPE 68651. - 2001.

118. Kalfayan, L. J. A New Method for Stabilizing Fines and Controlling Dissolution During Sandstone Acidizing / L. J. Kalfayan, D. R. Watkins // SPE 20076. - 1990.

119. Stanley, F. O. Laboratory and Field Evaluation of Organosilane as a Formation Fines Stabilizer / F. O. Stanley, S. A. Ali, J. L. Boles // SPE 29530. - 1995.

120. Thomas, R. L. Precipitation During the Acidizing of a HT/HP Illitic Sandstone Reservoir in Eastern Saudi Arabia: A Laboratory Study / R. L. Thomas, H. A. Nasr-El-Din, J. D. Lynn, S. Mehta, S. R. Zaidi // SPE 71690. - 2001.

121. Thomas, R. L. Matrix Treatment Employers New Acid System for Stimulation and Control of Fines Migration in Sandstone Formation / R. L. Thomas, C. W. Crowe // JPT. - 1981. - Р. 1491-1500.

122. Сургучев, М. Л. Геолого-физические условия эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов / М. Л. Сургучев,

А. Т. Горбунов, С. И. Жданов и др. // Нефтяное хозяйство. - 1979. - № 4. -С.29-39.

123. Бакиров, А. У. Химические методы в процессах добычи нефти / А. У. Бакиров, В. Л. Барьюдин, Ю. Ю. Бахишев; отв. ред. Н.М. Эмануэль, Г. Е. Заиков. - М. : Наука, 1987. - 239 с.

124. Глущенко, В. Н. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин / В. Н. Глущенко, О. В. Поздеева. - М. : ВНИИОЭНГ, 1992. - 52 с.

125. Гусаков, В. Увеличение эффективности обработки призабойных зон скважин с ГРП / В. Гусаков, А. Телин, В. Мальцев, В. Малинин, А. Семёновых // Oil & Gas Journal Russia. - 2008. - Май. - С. 56-62.

126. Taylor, K. C. Laboratory Evaluation of In-Situ Gelled Acids for Carbonate Reservoirs / K. C. Taylor, H. A. Nasr-EI-Din // SPE 87331. - 2003. - August, 19.

127. Пат. 7575054 США, МПК E 21 B 43/27, E 21 B 43/26, C 09 K 8/74, C 09 K 8/76. Self Diverting Matrix Acid / Michael J. Fuller, Diankui Fu, Marieliz GarciaLopez De Victoria, Slaheddine Kefi, Mohan K. R. Panga; заявитель и патентообладатель Schlumberger Technology Corporation. - № 11/280749; заявл. 16.11.05; опубл. 18.08.09. - 11 с.

128. Yeager, V. In Situ Gels Improve Formation Acidizing / V. Yeager, C. Shuchart // Oil & Gas J. - 1997. - Vol. 95. - P. 70-72.

129. Al-Anzi, E. Positive Reactions in Carbonate Reservoir Stimulation / E. Al-Anzi, M. Al-Mutawa, N. Al-Habib, A. Al-Mumen, H. Nasr-El-Din, O. Alvarado, M. Brady, S. Davies, C. Fredd, D. Fu, B. Lungwitz, F. Chang, E. Huidobro, M. Jemmali, M. Samuel, D. Sandhu // Oilfield Review. - Winter 2003/2004. -P. 28-45.

130. Al-Mutawa, M. Polymer-Free Self-Diverting Acid Stimulates Kuwaiti Wells / M. Al-Mutawa, E. Al-Anzi, M. Jemmali, M. Samuel // Oil and Gas J. - 2002. -Vol. 100. - No. 31. - P. 39-42.

131. Artola, P. Nondamaging Viscoelastic Surfactant-Based Fluids Used for Acid Fracturing Treatments in Veracruz Basin, Mexico / P. Artola, O. Alvarado, E. Huidobro, A. Salmoran // SPE 86489. - 2004. - February, 18-20.

132. Пат. 2006180309 США, МПК C 09 K 8/00, E 21 B 43/00. Viscoelastic Surfactant Fluids and Associated Diverting Methods / Welton Th. D., Lewis S. J., Funkhouser G. P. ; заявитель и патентообладатель Halliburton Energy Services. -11058611 ; заявл. 15.02.2005 ; опубл. 17.08.2006.

133. Nasr-El-Din, H. A. Devine Lessons Learned and Guidelines for Matrix Acidizing with Viscoelastic Surfactant Diversion in Carbonate Formations / H. A. Nasr-El-Din, J. B. Chesson, K. E. Cawiezel, C. S. Devine // SPE 102468, SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Antonio, Texas, USA. - 2006. -September, 24-27.

134. Chatriwala, S. A. Case Study of a Successful Matrix Acid Stimulation Treatment in Horizontal Wells Using a New Diversion Surfactant in Saudi Arabia / S. A. Chatriwala, Y. Al-Rufaie, H. A. Nasr-El-Din, Y. M. Altameimi, K. Cawiezel // SPE 93536 14th SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference held in Bahrain International Exhibition Centre, Bahrain. - 2005. - March, 12-15.

135. Пат. 6506710 США, МПК B 01 J 13/00, C 07 C 235/00, C 09 K 7/02, E 21 B 43/26. Viscoelastic Surfactants and Compositions Containing Same / Hoey Michael D., Franklin Ralph Lucas, Douglas M. Dery, Maurice Dobson, Randy E. Engel, Michael Gadberry, James F. Premachandran, Ramanair S. Vale, Glenda Del Carmen Vale; заявитель и патентообладатель Akzo Nobel N.V. - № 09/553196; заявл. 20.04.2000; опубл. 14.01.03. - 7 с.

136. Заявка 2005/0137095 А1 США, МПК E 21 B 43/00. Acidizing Stimulation Method Using Viscoelastic Gelling Agent / Kay E. Cawiezel, Carolyn S. Devine; заявитель BJ Services Company. - № 11/012572; заявл. 15.12.04; опубл. 23.06.05. -7 с.

137. Li, L. Rheological Properties of a New Class of Viscoelastic Surfactant / L. Li, H. A. Nasr-El-Din, K. E. Cawiezel // SPE 121716. - 2010.

138. Li, L. Impact of Acid Additives and Fe (III) on the Rheological Properties of a New Class of Viscoelastic Surfactant / L. Li, H. A. Nasr-El-Din, K. E. Cawiezel // SPE 121716. - 2009.

139. Li, L. Impact of Organic Acids/Chelating Agents on Rheological Properties of Amidoamine Oxide Surfactant / L. Li, H. A. Nasr-El-Din, J. B. Crews, K. E. Cawiezel // SPE 128091. - 2011.

140. Al-Mohammad, A. M. Reaction of Calcite with Surfactant-Based Acids / A. M. Al-Mohammad, H. A. Nasr-El-Din, A. M. Al-Aamri, O. Al-Fuwaires // SPE 102838. - 2006.

141. Шипилов, А. И. Новые кислотные составы для селективной обработки карбонатных порово-трещиноватых коллекторов / А. И. Шипилов, Е. В. Крутихин, Н. В. Кудреватых, А. И. Миков // Нефтяное хозяйство. - 2012. -№ 2. -C. 80-83.

142. Fracturing Technologies Inc. - URL: http://www.nsitech.com.

143. URL: https://www.bakerhughes.com/products-and-services/reservoir-development-services/reservoir-software/hydraulic-fracturing/mfrac-design-and-evalua-tion-simulator.

144. Пат. 6876959 B1 США, МПК G 06 G 7/48. Method and Apparatus for Hydraulic Fractioning Analysis and Design / Pierce P. Anthony, Siebrits Eduard; заявитель и патентообладатель Schlumberger Technology Corporation. - № US 09/301,961 ; заявл. 29.04.99 ; опубл. 05.04.05.

145. CARBO Ceramics. 2011. - URL: http://www.carboceramics.com.

146. Пат. WO 2004035988 США, МПК C 09 K 8/66, C 09 K 8/72. Fracture Stimulation Process for Carbonate Reservoirs / Fredd Christopher ; заявитель и патентообладатель Schlumberger Canada Limited. - № PCT/EP2003/010591 ; заявл. 23.09.03 ; опубл. 29.04.04.

147. Булгакова, Г. Т. Симулятор для моделирования и оптимального проектирования большеобъемных селективных кислотных обработок карбонатных коллекторов / Г. Т. Булгакова, Р. Я. Харисов, А. Р. Шарифуллин,

А. В. Пестриков // Научно-технический вестник ОАО «Роснефть». - 2010. - № 2. -С.16-20.

148. Шарифуллин, А. Р. Математическое моделирование кислотных обработок скважин в слоисто-неоднородных карбонатных коллекторах : дисс. ... канд. техн. наук : 01.02.05 / Шарифуллин Андрей Рашидович. - Уфа, 2010. - 138 с.

149. Daccord, G. Chemical Dissolution of a Porous Medium by a Reactive Fluid-1. Model for the «Wormholing» Phenomenon / G. Daccord, R. Lenormand, O. Lietard // Chem. Eng. Sc. - 1993. - No. 48. - P. 169-178.

150. Wang, Y. The Optimum Injection Rate for Matrix Acidizing Carbonate Formations / Y. Wang, A. D. Hilland, R. S. Schechter // SPE 26578. - 1993.

151. Фоломеев, А. Е. Проектирование соляно-кислотных обработок высокотемпературных карбонатных коллекторов месторождения им. Р. Требса / А. Е. Фоломеев, А. Р. Шарифуллин, Г. И. Апкаримова, С. А. Вахрушев // Практические аспекты нефтепромысловой химии: тез. докл. IV Всеросс. науч.-практ. конф. в рамках IV Междунар. форума «Большая химия», г. Уфа, 27-28 мая 2014 г. - 2014. - С. 56-57.

152. Fredd, C. N. The Existence of an Optimum Damkohler Number for Matrix Stimulation of Carbonate Formations / C. N. Fredd, R. Tjia, H. S. Fogler // SPE 38167. - 1997.

153. Bazin, В. Acid Filtration in Dynamic Conditions to Mimic Fluid Loss in Acid Fracturing / В. Bazin, C. Roque, G. Chauveteau, M. Bouteca // SPE 38168. -1997.

154. Daccord, G. Carbonate Acidizing: Toward a Quantitative Model of the Wormholing Phenomenon / G. Daccord, E. Touboul, R. Lenormand // SPE 16887. -1987.

155. Gong, M. Quantitative Model of Wormholing Process in Carbonate Acidizing / M. Gong, A. M. El-Rabaa // SPE 52165. - 1999.

156. Fredd, C. N. Validation of Carbonate Matrix Stimulation Models / C. N. Fredd, M. J. Miller // SPE 58713. - 2000.

157. Ленченкова, Л. Е. Особенности математического моделирования солянокислотного воздействия скважин, эксплуатирующих высокотемпературные карбонатные коллектора / Л. Е. Ленченкова, А. Е. Фоломеев, А. Р. Шарифуллин, А. С. Гумерова, А. А. Комков // Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса : матер. VIII Междунар. научн. конф. - Уфа : РИЦ БашГУ, 2018. - С. 184-189.

158. Gdanski, R. D. A Fundamentally New Model of Acid Wormholing in Carbonates / R. D. Gdanski // SPE 54719. - 1999.

159. Glasbergen, G. Field Validation of Acidizing Wormhole Models / G. Glasbergen, D. van Batenburg, M. van Domelen, R. Gdanski // SPE 94695. - 2005.

160. Buijse, M. A Semiempirical Model to Calculate Wormhole Growth in Carbonate Acidizing / M. Buijse, G. Glasbergen // SPE 96892. - 2008.

161. Schechter, R. S. Oil Well Stimulation / R. S. Schechter. - Original edition. -Prentice Hall, 1992.

162. Golfier, F. On The Ability of a Darcy-Scale Method Model to Capture Wormhole Formation during the Dissolution of a Porous Medium / F. Golfier, C. Zarcone, B. Bazin, R. Lenormand, D. Lasseux, M. Quintard // J. Fluid Mech. - 2002. - No. 457. - P. 213.

163. Panga, M. K. R. Two-Scale Continuum Model for Simulation of Wormholes in Carbonate Acidization / M. K. R. Panga, M. Ziauddin, V. Balakotaiah // AIChE Journal. - 2005. - No. 51 (12). - P. 3231-3248.

164. Rowan, G. Theory of Acid Treatment of Limestone Formations / G. Rowan // J. Inst. Pet. - 1959. - November. - No. 45 (431). - P. 321.

165. Schechter, R. S. The Change in Pore Size Distribution from Surface Reactions in Porous Media / R. S. Schechter, J. L. Gidley // AIChE Journal. - 1969. -No. 15 (3). - P. 339-350.

166. Hung, K. M. A Mechanistic Model of Wormhole Growth in Carbonate Matrix Acidizing and Acid Fracturing / K. M. Hung, A. D. Hill, K. Sepehrnoori // Journal of Petroleum Technology. - 1989. - No. 41 (1). - P. 59-66.

167. Fatt, I. The Network Model of Porous Media / I. Fatt // Pet. Trans. AIME. -1956. - No. 207. - P. 144.

168. Simon, R. The Use of Capillary Tube Networks in Reservoir Performance Studies / R. Simon, F. J. Kelsey // Soc. Pet. Eng. J. - 1972. - No. 99. - P. 345.

169. Rose, W. Studies of Waterflood Performance. Use of Network Models / W. Rose. - Illinois State Geology Survey, 1957.

170. Sahimi, M. Statistical and Continuum Models of Fluid-Solid Reactions in Porous Media / M. Sahimi, G. R. Gavalas, T. T. Tsotsis // Chemical Engineering Science. - 1990. - No. 45 (6). - P. 1443-1502.

171. Bryant, S. L. Physically Representative Network Models of Transport in Porous Media / S. L. Bryant, D. W. Mellor, C. A. Cade // AIChE Journal. - 1993. -No. 39 (3). - P. 387-396.

172. Thompson, K. E. Modeling Flow in Disordered Packed Beds from Pore-Scale Fluid Mechanics / K. E. Thompson, H. S. Fogler // AIChE Journal. - 1997. -No. 43 (6). - P. 1377-1389.

173. Furui, K. A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part I. Scaling Up Core-Level Acid Wormholing to Field Treatments / K. Furui, R. Burton, D. Burkhead, N. Abdelmalek, A. Hill, D. Zhu, M. Nozaki // SPE Journal. - 2012. - No. 17 (1). - P. 271-279.

174. Liu, X. A Geochemical Reaction-Transport Simulator for Matrix Acidizing Analysis and Design / X. Liu, A. Ormond, K. Bartko, et al. // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 1997. - No. 17 (1-2). - P. 181-196.

175. Panga, M. A New Model for Predicting Wormhole Structure and Formation in Acid Stimulation of Carbonates / M. Panga, M. Ziauddin, R. Gandikota, V. Balakotaiah // Paper SPE 86517 presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control. Lafayette, Louisiana, 2004, February18-20.

176. Kalia, N. Modeling and Analysis of Wormhole Formation in Reactive Dissolution of Carbonate Rocks / N. Kalia, V. Balakotaiah // Chemical Engineering Science. - 2007. - No. 62 (4). - P. 919-928.

177. Liu, M. Effect of Normally Distributed Porosities on Dissolution Pattern in Carbonate Acidizing / M. Liu, S. Zhang, J. Mou // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2012. - No. 94-95 (0). - P. 28-39.

178. Maheshwari, P. 3-D Simulation and Analysis of Reactive Dissolution and Wormhole Formation in Carbonate Rocks / P. Maheshwari, R. R. Ratnakar, N. Kalia, V. Balakotaiah // Chemical Engineering Science. - 2013. - No. 90. - P. 258-274.

179. Ratnakar, R. R. Carbonate Matrix Acidizing with Gelled Acids: An Experiment-Based Modeling Study / R. R. Ratnakar, N. Kalia, V. Balakotaiah // Paper SPE 154936 presented at the SPE International Production and Operations Conference and Exhibition. Doha, Qatar, 2012, February 14-16.

180. Maheshwari, P. Simulation and Analysis of Carbonate Acidization with Gelled and Emulsified Acids / P. Maheshwari, J. Maxey, V. Balakotaiah // Paper SPE 171731 presented at the Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. Abu Dhabi, UAE. 2014, November10-13.

181. Харисов, Р. Я. Комплексный подход к выбору оптимального кислотного состава для стимуляции скважин в карбонатных коллекторах / Р. Я. Харисов, А. Е. Фоломеев, Г. Т. Булгакова, А. Г. Телин // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 2. - С. 78-82.

182. Девликамов, В. В. Аномальные нефти / В. В. Девликамов, З. А. Хабибуллин, М. М. Кабиров. - М. : Недра, 1975. - 168 с.

183. Волошин, А. И. Управление структурой асфальтенов нефти на наноуровне - реальный путь повышения производительности скважин / А. И. Волошин, В. В. Рагулин, А. Г. Телин // Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья : от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям : тез. II Междунар. науч.-практ. конф., Москва, 21-22 октября 2010 года. - М. : Нефть и газ, 2010. - С. 145-152.

184. Сергиенко, С. Р. Высокомолекулярные соединения нефти / С. Р. Сергиенко. - М. : Химия, 1964. - 541 с.

185. Mullins, O. C. Asphaltenes, Heavy Oils, and Petroleomics / O. C. Mullins, E. Y. Sheu, A. Hammami, A. G. Marshall. - N.Y. : Springer, 2007. - No. XXI. - 669 p.

186. Hirschberg, L. N. Influence of Temperature and Pressure on Asphaltene Flocculation / L. N. Hirschberg, L. N. J. deJong, B. A. Schipper, J. G. Meijer // SPE 11202-PA. - 1984.

187. Сюняев, Р. З. Расчет дипольного момента асфальтенового нанокластера / Р. З. Сюняев, Р. М. Балабин, В. В. Лихацкий // Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья : от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям : тез. II Междунар. науч.-практ. конф., Москва, 21-22 октября 2010 г. - М. : Нефть и газ, 2010. - С. 178-183.

188. Mullins, O. C. The Modified Yen Model / O. C. Mullins // Energy Fuels. -2010. - No. 24. - C. 2179-2207.

189. Харисов, Р. Я. Нанопроцессы при кислотных обработках призабойных зон скважин нефтяных месторождений / Р. Я. Харисов, А. Е. Фоломеев, А. Р. Шарифуллин, Г. Т. Булгакова, А. Г. Телин // Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям : тез. III Междунар. науч.-практ. конф., Москва, 30-31 октября 2012 г. - М. : Нефть и газ, 2012. - С. 256-261.

190. Харисов, Р. Я. Исследование путей регулирования устойчивости кислотных композиций на наноуровне / Р. Я. Харисов, А. Е. Фоломеев, Г. Т. Булгакова, А. Г. Телин // Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья : от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям : тез. II Междунар. науч.-практ. конф., Москва, 21-22 октября 2010 года. - М. : Нефть и газ, 2010. - С. 120-124.

191. Kharisov, R. Ya. Integrated Approach to Acid Treatment Optimization in Carbonate Reservoirs / R. Ya. Kharisov, A. E. Folomeev, A. R. Sharifullin, G. Т. Bulgakova, A. G Telin // Energy Fuels. - 2012. - No. 26. - P. 2621-2630.

192. Фоломеев, А. Е. Комплексные исследования по подбору состава для кислотных обработок для месторождения им. Р. Требса / А. Е. Фоломеев, С. А. Вахрушев // Инженерная практика. - 2013. - № 11. - С. 78-81.

193. Jacobs, I. C. Asphaltene Precipitation during Acid Stimulation Treatments / I. C. Jacobs, M. A. Thorne // SPE 14823. - 1986. - 5 p.

194. Фоломеев, А. Е. Оптимизация проектирования кислотных обработок высокотемпературных карбонатных коллекторов на примере месторождения им. Р. Требса / А. Е. Фоломеев, А. Р. Шарифуллин, С. А. Вахрушев // Сб. докл. IV науч.-техн. конф. молодых ученых и специалистов ООО «БашНИПИнефть», г. Уфа, 15-16 апреля 2014 г. - Уфа, 2014. - С. 97-101.

195. Насибуллин, И. М. Обоснование технологий кислотной стимуляции карбонатных коллекторов на основе многофункциональных композиций с регулируемой реакционной способностью : автореф. дис. ... канд. техн. наук : 25.00.17 / Насибуллин Ильшат Маратович. - Спб., 2013. - 20 с.

196. Houchhin, L. R. The Occurrence and Control of Acid-Induced Asphaltene Sludge / L. R. Houchhin, D. D. Dunlap, B. D. Arnold, K. M. Domke // SPE-19410. -1990. - 8 p.

197. Jacobs, I. C. Chemical Systems for the Control of Asphaltene Sludge during Oilwell Acidizing Treatments / I. C. Jacobs // SPE 18475-MS. - 1989.

198. Фоломеев, А. Е. Комплексный подход при разработке дизайнов кислотных обработок скважин месторождения им. Романа Требса / А. Е. Фоломеев, С. А. Вахрушев, А. Р. Шарифуллин, Л. Е. Ленченкова, Р. М. Набиуллин, А. И. Федоров // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 8. - С. 72-75.

199. Folomeev, A. E. Theory and Practice of Acidizing High Temperature Carbonate Reservoirs of R. Trebs Oil Field, Timan-Pechora Basin / A. E. Folomeev, A. R. Sharifullin, S. A. Vakhrushev, K. Yu. Murinov, A. V. Akimkin, L. E. Lenchenkova, R. M. Nabiullin, A. I. Fedorov // SPE-171242-MS. - 2014. - 18 p.

200. Huang, T. Carbonate Matrix Acidizing Fluids at High Temperatures: Acetic Acid, Chelating Agents or Long-Chained Carboxylic Acids? / T. Huang, P. M. McElfresh, A. D. Gabrysch // SPE 82268. - 2003. - 8 p.

201. Conway, M. W. A Comparative Study of Straight/Gelled/Emulsified Hydrochloric Acid Diffusivity. Coefficient Using Diaphragm Cell and Rotating Disk / M. W. Conway, M. Asadi, G. S. Penny, F. Chang // SPE-56532.

202. Фоломеев, А. Е. Об оптимизации кислотных составов для применения в геолого-технических условиях месторождений ОАО «АНК Башнефть» /

А. Е. Фоломеев, С. А. Вахрушев, А. Г. Михайлов // Нефтяное хозяйство. - 2013. -№ 11. - С. 108-112.

203. Акимкин, А. В. Совершенствование технологии кислотного воздействия для условий месторождений Республики Башкортостан / А. В. Акимкин, Ш. А. Гафаров, А. Е. Фоломеев, Р. Р. Загиров, В. Ю. Никулин // Нефтяное хозяйство. - 2019. - № 2. - С. 52-56.

204. Харисов, Р. Я. Манометрическая установка как инструмент выбора кислотных составов для стимуляции скважин в карбонатных коллекторах / Р. Я. Харисов, А. Е. Фоломеев, Е. И. Коптяева, А. Г. Телин // Нефтепромысловая химия : матер. V Всеросс. науч.-практ. конф., Москва, 24-25 июня 2010 г. - М. : Издательский центр РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2010. - С. 91-92.

205. Фоломеев, А. Е. Выбор реагентов для кислотного воздействия на высокотемпературный карбонатный коллектор месторождения им. Р. Требса /

A. Е. Фоломеев, С. А. Вахрушев // Актуальные научно-технические решения для развития нефтедобывающего потенциала ПАО АНК «Башнефть»: сб. науч. тр. -Уфа : БашНИПИнефть, 2016. - Вып. 124. - С. 348-353.

206. Фоломеев, А. Е. Оптимизация рецептуры кислотных составов для воздействия на высокотемпературные карбонатные коллектора месторождения им. Р. Требса / А. Е. Фоломеев, Л. И. Гильмутдинова, Л. Е. Ленченкова,

B. А. Купавых // Современные технологии в нефтегазовом деле - 2018 : сб. тр. Междунар. науч.-техн. конф. - Октябрьский, 30 марта 2018 г. - Уфа : УГНТУ, 2018. - Т. 1 - С. 202-205.

207. Фоломеев, А. Е. Адаптация существующих математических моделей для расчета и оптимизации дизайна СКО скважин месторождения им. Р. Требса / А. Е. Фоломеев // Сб. докл. VI науч.-техн. конф. молодых ученых и специалистов ООО «БашНИПИнефть», г. Уфа, 19-22 апреля 2016 г. - Уфа, 2016. - С. 109-110.