Method for Forecasting the Efficiency of Matrix Acid Treatment of Carbonate

Abstract


In the international practice of developing hydrocarbon fields, one of the most common methods of influencing the bottomhole formation zone to stimulate the inflow is acid treatment. Despite the significant accumulated experience, subsoil users increasingly face with a decrease in planned and actual increases in production rates after this type of measures, which is due to both the deterioration of the resource base and the adoption of erroneous decisions during their design. It is necessary to scientifically substantiate the design of acid treatments, taking into account individual well conditions and a preliminary assessment of their effectiveness to reduce technological and economic risks. This study presents a method for predicting the result of acid stimulation on the formation based on multivariate regression analysis and laboratory studies on rock samples. Its approbation was carried out on the example of a carbonate production facility of an oil field in the Perm Krai. The obtained statistical dependencies made it possible to determine with high accuracy the potential success of the planned geological and technical measures, to give recommendations on their adjustment to achieve the target indicators. In the course of laboratory experiments, the optimal technological parameters of the impact were identified: the prospects of multi-volume acid treatments were established with the exclusion of the stage of acid aging for the reaction. The integration of the results of mathematical and physical modeling made it possible to select the required design of acid treatments in relation to the considered geological and physical conditions and assess their expected technological efficiency. The developed technique can be used to rank candidate wells, form and adjust targeted programs for geological and technical measures for short and long term periods, and determine the stimulation technology. The described algorithm can be successfully replicated to other fields.


Full Text

Введение Более 60 % остаточных извлекаемых запасов нефти на территории Пермского края относятся к карбонатным отложениям. В данных условиях одним из наиболее распространенных методов воздействия на пласт является кислотная обработка (КО), представляющая собой процесс формирования каналов различной геометрии и направленности, обеспечивающих изменение размеров пустот в горной породе и, как следствие, проницаемости [1-9]. Первое подобное мероприятие проведено в 1895 г., когда американская организация Ohio Oil Company выполнила работы по закачке соляной кислоты в скважины, эксплуатирующие карбонатные продуктивные пласты, что в результате привело не только к увеличению уровня добычи сырья, но и к коррозионному разрушению эксплуатационных колонн [10]. Дальнейший опыт использования метода датируется 1931 г., чему способствовало открытие ингибирующих свойств мышьяка для снижения активности водных растворов кислот [11]. Главным достоинством кислотных обработок перед другими существующими технологиями (в частности гидравлическим разрывом пласта) является более широкая область применения при меньших финансовых затратах. Несмотря на многолетний практический опыт, нефтедобывающие предприятия все чаще сталкиваются со снижением плановых и фактических приростов дебитов после обработки призабойной зоны кислотными составами, что обусловлено совокупным влиянием факторов геолого-физического и технологического характера. К первой группе факторов ученые и специалисты относят условия протекания процессов фильтрации: состав и свойства горных пород-коллекторов и флюидов, пластовое давление и температуру [12-17], ко второй - продолжительность этапа выдержки кислотного состава, скорость и давление закачки раствора в пласт [18-23]. Геологические характеристики определяются условиями осадконакопления в ходе формирования залежи, поэтому возможность их регулирования достаточно ограничена, а часто - невозможна. В связи с этим целесообразным представляется обоснование оптимального дизайна кислотной обработки с учетом индивидуальных свойств околоскважинных зон и оценки эффективности воздействия еще на стадии проектирования для снижения экономических и технологических рисков. Для прогнозирования результата геолого-технических мероприятий (ГТМ) в основном используются гидродинамические симуляторы [24]. Их достоинством является возможность оценки воздействия в условиях интерференции скважин и наиболее полный учет геологического строения пласта. Тем не менее моделирование обработки призабойной зоны (ОПЗ) ввиду отсутствия специальных ключевых слов основано на «ручном» изменении скин-фактора или сообщаемости пласта, диапазон изменения которых задается на основе геолого-промыслового анализа. При этом накопленная добыча нефти может отклоняться как в сторону завышения, так и занижения, что в дальнейшем не позволяет однозначно принимать решение по реализации мероприятия. Другим распространенным подходом для определения эффективности кислотных обработок является использование удельного коэффициента продуктивности, полученного на основании исторических мероприятий в схожих геолого-физических условиях [25]. Данный аналитический метод позволяет оперативно рассчитать прирост дебита жидкости при наличии соответствующей базы данных, но его точность невысока, так как различные факторы, сопровождающие процесс воздействия, в достаточной мере не рассматриваются. Кроме того, вышеуказанные методы не позволяют учесть технологические параметры кислотных обработок, в том числе тип рабочего агента, что становится возможным при совместном применении методов математической статистики и лабораторных экспериментов на керне. Рис. 1. Алгоритм и область применения методики для прогнозирования эффективности ОПЗ В настоящем исследовании представлена разработанная комплексная методика прогнозирования результата кислотного воздействия на пласт на основе многофакторного регрессионного анализа и лабораторных исследований на образцах горной породы (рис. 1). Апробация алгоритма выполнена на примере карбонатного эксплуатационного объекта месторождения Пермского края, на котором проведено значительное количество кислотных обработок - как простых, так и в сочетании с методами вторичного вскрытия. Геолого-физическая характеристика объекта исследования Исследуемый нефтяной пласт имеет сложное геологическое строение, сопровождающееся сильной неоднородностью по разрезу (коэффициент расчлененности - 4,7 доли ед., коэффициент песчанистости - 0,35 доли ед.) и достаточно низкой проницаемостью (21∙10-3 мкм2). Отложения представлены известняками мелко-, средне- и крупнокристаллическими с примазками глинистого материала, преобладают детритово-сгустковые и детритово-комковато-сгустковые прослои. Цемент кальцитовый, порового и регенерационного типов. Нефть легкая (плотность - 734 кг/м3), маловязкая (1,2 мПа∙с), парафинистая (3,2 %), смолистая (10,1 %), сернистая (0,6 %). Энергетическое состояние залежи удовлетворительное: текущее пластовое давление составляет 16,7 МПа при начальном значении 18,1 МПа и давлении насыщения нефти газом 7,9 МПа. Структура пустотного пространства горной породы может определять эффективность химического воздействия [26-30]. В связи с этим проведены специальные исследования образцов керна с привлечением рентгеновской томографии (рис. 2). Установлено, что тип пустотного пространства коллектора - пористо-кавернозный, что является осложняющим фактором при реализации кислотных обработок. Повышенное содержание доломита и нерастворимых минералов в составе горной породы может негативно влиять на результат химического воздействия, а именно приводить к кольматации пустот продуктами реакции [14, 26, 31]. В связи с этим исследован компонентный состав горной породы на карбонатомере КМ-04М. Для повышения достоверности результатов проведено 20 опытов, по результатам которых отмечено, что отложения преимущественно представлены кальцитом или известняком Таблица 1 Корреляционная матрица геолого-физических и технологических показателей, определяющих эффективность ОПЗ Показатель Δq w КПЗП КУЗП Рпл/Рнас q0 Рзаб/Рнас qКС Pзак vзак Δq 1,00 -0,33* -0,33* -0,30* 0,14 0,61* -0,03 0,74* -0,04 -0,23 w 1,00 -0,03 0,05 -0,03 -0,31* -0,14 -0,26 0,03 0,13 КПЗП 1,00 0,81* 0,02 -0,08 0,17 -0,15 0,03 -0,10 КУЗП 1,00 0,01 -0,12 0,21 -0,11 0,11 -0,06 Рпл/Рнас 1,00 0,06 0,63* 0,15 0,48* -0,24 q0 1,00 -0,05 0,58* -0,13 -0,16 Рзаб/Рнас 1,00 -0,09 0,22 -0,12 qКС 1,00 -0,04 0,04 Pзак 1,00 -0,25 vзак 1,00 Примечание: * - статистически значимая корреляционная связь. (96,2 %), а содержание доломита и нерастворимых минералов (кварц и аргиллит) невысокое - 0,3 и 3,5 % соответственно. Разработка статистических моделей для прогноза эффективности кислотных обработок Для создания статистических моделей рассмотрены проведенные мероприятия с кислотным воздействием, стимулирующие вскрытые пропластки, а именно простая кислотная обработка (31 скважино-операция) и ее сочетание с повторной перфорацией (25 скважино-операций). Во всех случаях использовался один рабочий агент - 14%-ный водный раствор соляной кислоты с ингибитором коррозии и другими высокоэффективными добавками. Привлечены геолого-физические и технологические показатели, которые теоретически могут оказать влияние на результат кислотной обработки: проницаемость призабойной и удаленной зон пласта (КПЗП и КУЗП, мкм2); обводненность (w, %); отношение пластового и забойного давлений к давлению насыщения нефти газом (Рпл/Рнас и Рзаб/Рнас, доли ед.); удельный дебит нефти до остановки скважины на ремонт (q0, т/(сут∙м)); удельный расход кислоты (qКС, м3/м); давление закачки (Pзак, МПа); скорость закачки (vзак, м3/ч); продолжительность выдержки на реакцию (Тв, ч). В качестве показателя эффективности воздействия принят удельный прирост дебита нефти после мероприятия (Δq, т/(сут∙м)). Изначально рассмотрена полная выборка без подразделения мероприятий на кислотные обработки с реперфорацией и без нее. Оценка показателей произведена с использованием коэффициента корреляции Пирсона r при уровне значимости р, равном 0,05 (табл. 1). Продолжительность выдержки кислоты на реакцию не включена в матрицу в связи с дискретностью значений (4-6 ч). Наблюдается статистически значимое влияние фильтрационных характеристик пласта и расхода кислоты на удельный прирост дебита нефти, также некоторые изучаемые элементы хорошо коррелируют между собой. На основании этого с применением пошагового регрессионного анализа [32-34] построена многомерная модель (1): (1) Сопоставление модельных (ΔqМ) и фактических (ΔqФ) величин представлено на рис. 3, а. Средняя погрешность составила 0,138 т/(сут∙м). При значении фактического удельного прироста дебита нефти более 1,0 т/(сут∙м) корреляционное поле неоднородно, что, вероятно, связано с какими-либо неучтенными факторами, в частности методом воздействия на пласт. В связи с этим по аналогии получены регрессионные уравнения для простой кислотной обработки (2) и с повторной перфорацией (3): (2) (3) Модельные и фактические показатели хорошо коррелируют между собой (r = 0,72-0,91), что можно видеть на рис. 3, б. Учет технологии мероприятия позволил снизить абсолютную погрешность до 0,114 т/(сут∙м), или на 17,4 % относительно уравнения для полной выборки данных (1), что говорит об увеличении качества прогноза. Более подробно с алгоритмом построения расчетных многомерных моделей можно ознакомиться в работе [35]. Оценка достоверности регрессионных моделей и их применение для определения эффективности геолого-технических мероприятий Для оценки достоверности разработанных статистических зависимостей и возможности их применения на практике привлечены дополнительные фактически проведенные геолого-технические мероприятия, так называемая тестовая выборка: по четыре скважины для простой обработки и реперфорации с последующей закачкой кислоты (рис. 4, а). Абсолютный прирост дебита нефти после обработки определялся произведением модельной удельной величины показателя эффективности на обработанную кислотой нефтенасыщенную толщину пласта. Под плановым значением прироста дебита нефти понимается его величина, определенная аналитическими методами (через удельный коэффициент продуктивности), под прогнозным значением - с помощью уравнений регрессии (2) и (3). Сопоставление результатов расчетных и фактических величин прироста дебита нефти после кислотных обработок на рассмотренных скважинах показало, что абсолютная погрешность измерений изменяется в пределах от -0,9 до 0,3 т/сут, относительная - от -12,5 до 6,8 % (точность прогноза 87,5-93,2 %). Высокая сходимость модельных и фактических значений показателя технологической эффективности позволяет использовать разработанные уравнения для оценки перспективности проведения мероприятий с кислотным воздействием в индивидуальных геолого-физических условиях скважин. Следующим шагом стала оценка эффективности кислотных обработок, включенных в адресную программу геолого-технических мероприятий, с применением статистических зависимостей. Всего рассмотрено 12 скважино-операций на рассматриваемом объекте и его аналогах. По результатам расчетов установлено, что успешность простых кислотных обработок составит 75 %, с повторной перфорацией - 87,5 % (рис. 4, б). Для достижения запланированного прироста дебита нефти в случае простой кислотной обработки (скважина № 2) рекомендуется рассмотреть возможность увеличения объема Рис. 2. 3D-модель образца керна, полученная методом рентгеновской томографии а б Рис. 3. Сопоставление модельных и фактических значений удельного прироста дебита нефти: а - полная выборка; б - при разделении выборки по методам воздействия а б Рис. 4. Сопоставление значений прироста дебита нефти после ОПЗ: а - плановых, фактических и прогнозируемых; б - плановых и прогнозируемых Рис. 5. Обобщенные результаты фильтрационных экспериментов на образцах керна закачиваемого кислотного состава. На скважине № 9 реперфорация окажется малоэффективным мероприятием, что обусловлено повышенными обводненностью (45,8 %) и проницаемостью призабойной зоны пласта (по данным гидродинамических исследований - 325∙10-3 мкм2), в результате чего основной объем кислотной композиции будет фильтроваться по промытым пропласткам, не вовлекая в процесс разработки новые участки. Отказ от неэффективных мероприятий на стадии проектирования позволит снизить затраты в среднем на 2,5-2,9 млн руб. за каждую скважино-операцию. Проведение лабораторных исследований на образцах горной породы Научное обоснование дизайна является одной из важнейших задач при планировании любых геолого-технических мероприятий [36-40]. Для определения основных технологических параметров кислотного воздействия (продолжительность выдержки в пласте на реакцию, объем и скорость закачки рабочего агента) проведены фильтрационные исследования на керне [41-43]. Эксперименты выполнены на установках высокого давления AFS-300 и УИК-5ВГ с моделированием термобарических условий залежи. В качестве показателя эффективности воздействия принят коэффициент изменения проницаемости - отношение фазовой проницаемости по модели нефти после обработки (Кн2) к ее начальному значению (Кн1). Для оценки изменений пустотного пространства образцов горной породы до и после кислотного воздействия использовался томограф Nikon Metrology XT H 225 [44-46]. Всего выполнено 18 фильтрационных опытов с прокачкой 1, 2, 4 поровых объемов кислотного состава и выдержкой на реакцию 0; 2; 4 ч, обобщенные результаты исследований представлены на рис. 5, по приведенным данным можно отметить тенденцию увеличения эффективности обработки по мере увеличения расхода рабочего агента. Максимальное изменение проницаемости горной породы наблюдается при закачке четырех поровых объемов кислотного состава без выдержки на реакцию. Для переноса результатов на скважины принимается, что один поровый объем соответствует расходу агента 1 м3 на 1 м толщины пласта. Два опыта сопровождались рентгеновской томографией до и после воздействия, что позволяет визуализировать изменения в структуре пустотного пространства горной породы. На образце № 1 при закачке двух поровых объемов кислотного состава и выдержке на реакцию в течение 4 ч отмечается образование червоточины, обусловившей увеличение проницаемости в 386 раз (рис. 6, а). Увеличение объема пустотного пространства по результатам рентгеновской томографии составило 484,7 мм2 (26,5 %), пористости - 1,5 %. На образце № 2, характеризующимся наличием выраженных каверн, после закачки четырех поровых объемов кислоты и выдержки в течение 4 ч коэффициент изменения проницаемости составил 5947 доли ед. (рис. 6, б). Объем пустотного пространства изменился c 673,1 до 1084,5 мм2, коэффициент пористости - с 3,6 до 5,8 %. Наличие каверн в структуре горной породы способствовало направленному движению кислоты и образованию каналов, однако на практике фильтрация агента по промытым участкам пласта может привести к прорывам пластовой воды. Для оценки оптимальной скорости закачки кислотного состава привлечены результаты ранее проведенных экспериментов с прорывом агента [47]. В ходе опытов фиксировался суммарный объем закаченной кислоты и максимальное давление нагнетания до момента ее появления на выходном торце образца керна. Установлено, что при низких темпах нагнетания кислотных растворов (до 40∙10-5 м/с) процесс воздействия сопровождается локальным растворением породы, а образование червоточины занимает больше времени, что согласуется с результатами исследователей [48]. В данном случае оптимальная линейная скорость закачки кислотного состава составила 93∙10-5 м/с (рис. 7). Линейное значение скорости нагнетания кислоты достаточно просто пересчитывается в объемное: для обработки 1 м2 поверхности призабойной зоны потребуется расход композиции на стенке скважины 3,3 м3/ч. Дальнейшая прокачка раствора после прорыва сопровождается разветвлением червоточины (рис. 8). Необходимое давление закачки определяется в зависимости из значений проницаемости горной породы (рис. 9). Выделенные оптимальные технологические параметры позволят увеличить эффективность мероприятий с кислотным воздействием как на стадии освоения скважин после бурения, так и интенсификации притока на действующем фонде. Оценка технологической эффективности кислотных обработок Разработанные регрессионные уравнения и определенные оптимальные технологические параметры кислотного воздействия предоставляют возможность комплексно оценить потенциальную эффективность мероприятий, что выполнено на примере добывающей скважины со следующими характеристиками: эффективная нефтенасыщенная толщина - 6,1 м, проницаемость удаленной (призабойной) зоны пласта - 20 (39)∙10-3 мкм2, обводненность - 2,6 %, текущий дебит скважины по нефти - 5,0 т/сут, пластовое (забойное) давление - 9,6 (8,6) МПа. По результатам лабораторных опытов с увеличением количества закачиваемого раствора возрастает и эффективность обработки, поэтому дизайн мероприятий и расчет их успешности производится для различных удельных объемов агента: 4 (минимально рекомендуемый); 6; 8 и 10 м3/м. При реперфорации рекомендуется закачивать дополнительную пачку кислоты в объеме 0,5 м3/м для доочистки перфорационных отверстий. После определения абсолютного прироста дебита нефти по многомерным регрессионным моделям произведена оценка потенциальной дополнительной добычи (ДДН) и продолжительности эффекта по зависимостям, построенным на основании ранее проведенных кислотных обработок (рис. 10). Дизайн различных вариантов проведения мероприятий и их ожидаемая эффективность представлены в табл. 2. Анализируя данные табл. 2, можно сделать вывод, что на рассматриваемой скважине большей технологической эффективностью характеризуется проведение повторной перфорации пласта с последующим химическим воздействием, чем простая кислотная обработка. Выбор конкретного объема кислотного состава рекомендуется производить в зависимости от текущих экономических условий в регионе нефтедобычи. Заключение 1. Разработана и обоснована методика прогнозирования эффективности кислотных обработок на базе математического и физического моделирования, произведена ее апробация на примере карбонатного эксплуатационного объекта Пермского края. Данный подход может использоваться для ранжирования скважин-кандидатов, формирования и корректировки адресных программ геолого-технических мероприятий на краткосрочный и долгосрочный период, выбора метода воздействия, позволяя более точечно использовать кислотные обработки в ходе разработки месторождений углеводородного сырья. 2. На основе фактических геолого-промысловых материалов разработаны многомерные регрессионные уравнения для прогноза эффективности кислотных обработок, позволяющие с высокой точностью оценивать результат обработки призабойных зон скважин химическими агентами. 3. В ходе лабораторных исследований на образцах керна определены оптимальные технологические параметры воздействия, установлена перспективность проведения многообъемных кислотных обработок с отсутствием этапа выдержки кислоты в пласте на реакцию До После До После а б Рис. 6. 3D-модель образца, связанная с кислотной обработкой: а - № 1; б - № 2 Рис. 7. Определение оптимальной скорости закачки кислоты а б Рис. 8. Разветвление червоточины на примере среза образца керна № 2: а - до кислотной обработки; б - после кислотной обработки Рис. 9. Зависимость давления закачки от проницаемости горной породы а б Рис. 10. Зависимость от прироста дебита нефти после ОПЗ: а - дополнительной добычи нефти; б - продолжительности эффекта Таблица 2 Оптимальный дизайн и прогнозная эффективность различных вариантов ОПЗ Технологический параметр/эффект Значение показателя Простая кислотная обработка Удельный объем кислотного состава, м3/м 4,0 6,0 8,0 10,0 Объем кислотного состава, м3 24,4 36,6 48,8 61,0 Продолжительность выдержки, ч Без выдержки Скорость закачки, м3/ч 9,9 Ожидаемое давление закачки, МПа 0,3 Удельный прирост дебита нефти, т/(сут∙м) 0,52 0,64 0,76 0,88 Абсолютный прирост дебита нефти, т/сут 3,2 3,9 4,6 5,4 Дополнительная добыча нефти, т 425 586 766 964 Продолжительность эффекта, сут 194 250 308 368 Реперфорация с кислотной обработкой Удельный объем кислотного состава, м3/м 4,5 6,5 8,5 10,5 Объем кислотного состава, м3 27,5 39,7 51,9 64,1 Продолжительность выдержки, ч Без выдержки Скорость закачки, м3/ч 9,9 Ожидаемое давление закачки, МПа 0,3 Удельный прирост дебита нефти, т/(сут∙м) 0,47 0,69 0,92 1,14 Абсолютный прирост дебита нефти, т/сут 2,8 4,2 5,6 7,0 Дополнительная добыча нефти, т 584 1229 2092 3165 Продолжительность эффекта, сут 349 674 1077 1552 для предупреждения кольматации пустотного пространства коллектора. 4. Комплексирование результатов многофакторного регрессионного анализа и лабораторных экспериментов позволило определить потенциальную технологическую эффективность геолого-технических мероприятий (на рассмотренном примере расчетная дополнительная добыча нефти составила 0,4-3,2 тыс. т в зависимости от объема нагнетаемой кислоты и метода воздействия на призабойную зону пласта). Выбор конкретного объема кислотного состава рекомендуется осуществлять в зависимости от текущих экономических условий в регионе нефтедобычи.

About the authors

Vladimir A. Novikov

LUKOIL-Engineering LLC

Author for correspondence.
Email: novikov.vladimir.andr@gmail.com

References

  1. Mordvinov V.A. Mekhanizm vozdeistviia solianokislotnykh rastvorov na karbonatnyi kollektor [The influence mechanism of hydrochlorid-acid solutions on a carbonate collector]. Neftianoe khoziaistvo, 2011, no. 1, pp. 44-46.
  2. Lund K., Fogler H.S., McCune C.C., Ault J.W. Acidization-IV. Experimental correlations and techniques for the acidization of sandstone cores. Chemical Engineering Science, 1976, vol. 31, pp. 373-380. doi: 10.1016/0009-2509(76)80007-3
  3. Novikov V.A., Martiushev D.A. Opyt primeneniia kislotnykh sostavov v karbonatnykh otlozheniiakh neftianykh mestorozhdenii Permskogo kraia [Acid treatment of carbonate deposits at the Perm Region oil fields]. Vestnik Permskogo natsional'nogo issledovatel'skogo politekhnicheskogo universiteta. Geologiia, neftegazovoe i gornoe delo, 2020, vol. 20, no. 1, pp. 72-87. doi: 10.15593/2224-9923/2020.1.7
  4. Liu P., Yao J., Couples G.D., Ma J. et al. Modeling and simulation of wormhole formation during acidization of fractured carbonate rocks. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2017, vol. 154, pp. 284-301. doi: 10.1016/j.petrol.2017.04.040
  5. Qiu X., Aidagulov G., Ghommem M., Edelman E. et al. Towards a better understanding of wormhole propagation in carbonate rocks: linear vs. radial acid injection. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2018, vol. 171, pp. 570-583. doi: 10.1016/j.petrol.2018.07.075
  6. Daccord G., Touboul E., Lernormand R. Carbonate acidizing: toward a quantitative model of the worm-holing phenomenon. SPE Production Engineering, 1989, vol. 4, no. 1, pp. 63-68. doi: 10.2118/16887-PA
  7. Shirazi M.M., Ayatollahi S., Ghotbi C. Damage evaluation of acid-oil emulsion and asphaltic sludge formation caused by acidizing of asphaltenic oil reservoir. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2019, vol. 174, pp. 880-890. doi: 10.1016/j.petrol.2018.11.051
  8. Assem A.I., Kumar H.T., Nasr-El-Din H.A., Wolf De C.A. Location and magnitude of formation damage due to iron precipitation during acidizing carbonate rocks. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2019, vol. 179, pp. 337-354. doi: 10.1016/j.petrol.2019.04.073
  9. Ituen E., Mkpenie V., Dan E. Surface protection of steel in oil well acidizing fluids using L-theanine-based corrosion inhibitor formulations: experimental and theoretical evaluation. Surfaces and Interfaces, 2019, vol. 16, pp. 29-42. doi: 10.1016/j.surfin.2019.04.006
  10. Hendrickson A.R., Thomas R.L., Economides M.J. Stimulation of carbonate reservoirs. Developments in Petroleum Science, 1992, vol. 30, pp. 589-625. doi: 10.1016/S0376-7361(09)70136-0
  11. Crowe C.W., Masmonteil J., Touboul E., Thomas R. Trends in matrix acidizing. Oilfield Review, 1992, vol. 4, pp. 24-40.
  12. Garrouch A.A., Jennings A.R. A contemporary approach to carbonate matrix acidizing. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2017, vol. 158, pp. 129-143. doi: 10.1016/j.petrol.2017.08.045
  13. Odintsova Iu.V. Vliianie fil'tratsionno-emkostnykh svoistv i plastovykh uslovii na effektivnost' kislotnykh obrabotok karbonatnogo plasta [Influence of reservoir properties and reservoir conditions on the efficiency of acidizing a carbonate reservoir]. Gazovaia promyshlennost', 2012, no. 6, pp. 38-40.
  14. Surkova A.N. Skhema tekhnologicheskoi tsepochki obrabotki prizaboinoi zony plasta dlia uvelicheniia nefteotdachi neodnorodnykh karbonatnykh kollektorov [Scheme of the technological chain of treatment of the bottomhole formation zone to enhance oil recovery of heterogeneous carbonate reservoirs]. Georesursy, 2008, no. 2(25), pp. 33-34.
  15. Mukhametshin V.V. O neobkhodimosti planirovaniia provedeniia meropriiatii po intensifikatsii dobychi nefti s ispol'zovaniem soliano-kislotnykh rastvorov v rezhime real'nogo vremeni [On the demand of planning the implementationof measures for production stimulation by applying hydrochloric acid solution in the real time mode]. Izvestiia vysshikh uchebnykh zavedenii. Neft' i gaz, 2017, no. 3, pp. 66-71. doi: 10.31660/0445-0108-2017-3-66-71
  16. Nasibulin I.M., Misolina N.A., Baimashev B.A. Sovremennye predstavleniia o vliianii geologicheskikh faktorov, opredeliaiushchikh protsess vzaimodeistviia kislotnykh rastvorov s karbonatnoi porodoi [Modern ideas about the influence of geological factors that determine the process of interaction of acid solutions with carbonate rock]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2011, no. 3, pp. 56-61.
  17. Chertenkov M.V., Aleroev A.A., Ivanishin I.B., Iazynina I.V. et al. Fizicheskoe modelirovanie protsessov intensifikatsii dobychi v nizkopronitsaemykh karbonatnykh kollektorakh [Physical modeling of production stimulation in low permeability carbonate reservoirs]. Neftianoe khoziaistvo, 2015, no. 10, pp. 90-92.
  18. Martiushev D.A., Novikov V.A. Sovershenstvovanie kislotnykh obrabotok v kollektorakh, kharakterizuiushchikhsia razlichnoi karbonatnost'iu (na primere neftianykh mestorozhdenii Permskogo kraia) [Improving acidizing in the collectors characterized by different carbonate content (on the example of oil fields of Perm Krai)]. Izvestiia Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov, 2020, vol. 331, no. 9, pp. 7-17. doi: 10.18799/24131830/2020/9/2800
  19. Kameda T., Tochinai M., Yoshioka T. Treatment of hydrochloric acid using Mg-Al layered double hydroxide intercalated with carbonate. Journal of Industrial and Engineering Chemistry. 2016. vol. 39, pp. 21-26. doi: 10.1016/j.jiec.2016.04.018
  20. Fredd C.N., Fogler H.S. Alternative stimulation fluids and their impact on carbonate acidizing. Society of Petroleum Engineers Journal, 1998, vol. 3, pp. 34-41. doi: 10.2118/31074-MS
  21. Fogler H.S., Lund K., McCune C.C. Acidization-III. The kinetics of the dissolution of sodium and potassium feldspar in HF/HCl mixtures. Chemical Engineering Science, 1975, vol. 30,
  22. pp. 1325-1332. doi: 10.1016/0009-2509(75)85061-5
  23. Fredd C.N., Fogler H.S. The kinetics of calcite dissolution in acetic acid solutions. Chemical Engineering Science, 1998, vol. 53, iss. 22, pp. 38-63. doi: 10.1016/S0009-2509(98)00192-4
  24. Poplygin V.V., Davydova I.S., Kuznetsov I.V., Galkin S.V. Rezul'taty obrabotok sostavom DN-9010 prizaboinykh zon plastov Bsh neftianykh mestorozhdenii raiona VKMKS [Results of treatments with DN-9010 composition of bottomhole zones of Bsh formations of oil fields in the VKMKS area]. Vestnik Permskogo natsional'nogo issledovatel'skogo politekhnicheskogo universiteta. Geologiia. Neftegazovoe i gornoe delo, 2010, no. 5, pp. 70-74.
  25. Putilov I., Krivoshchekov S., Vyatkin K., Kochnev A. et al. Methods of predicting the effectiveness of hydrochloric acid treatment using hydrodynamic simulation. Applied Sciences (Switzerland), 2020, vol. 10, iss. 14, 4828 p. doi: 10.3390/app10144828
  26. Polukeev D.I., Gabdrakhmanova R.R., Lesnoi A.N., Kriukov M.A. et al. Metodika tekhniko-ekonomicheskoi otsenki effektivnosti geologo-tekhnicheskikh meropriiatii [Technique of technical and economic assessment of the effectiveness of geological and technical measures]. OOO “LUKOIL-Inzhiniring”, prilozheniia k ukazaniiu ot 31.08.2018 № RM-139.
  27. Martiushev D.A. Laboratornye issledovaniia kislotnykh sostavov dlia obrabotki kollektorov, kharakterizuiushchikhsia razlichnoi karbonatnost'iu i strukturoi pustotnogo prostranstva gornykh porod [Laboratory studies of acid compositions for treating reservoir, characterized by various carbonate content and void structure of rocks]. Izvestiia Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov, 2018, vol. 329, no. 4, pp. 6-12.
  28. Orlov N.N., Turiianov A.R., Zagirov R.R., Prochukhan K.Iu. et al. Podbor optimal'noi kislotnoi kompozitsii dlia provedeniia kislotnogo vozdeistviia na nizkopronitsaemykh karbonatnykh kollektorakh [Selection of the optimal acid composition for acidizing low permeable carbonate reservoirs]. Neftepromyslovoe delo, 2017, no. 3, pp. 37-42.
  29. Shipilov A.I., Krutikhin E.V., Kudrevatykh N.V., Mikov A.I. Novye kislotnye sostavy dlia selektivnoi obrabotki porovo-treshchinovatykh kollektorov [New acid compositions for selective treatment of carbonate reservoir]. Neftianoe khoziaistvo, 2012, no. 2, pp. 80-83.
  30. Gainetdinov R.F., Rakhimov R.L., Nasibulin I.M. Povyshenie effektivnosti kislotnogo vozdeistviia na osnovanii rezul'tatov issledovaniia kerna [Improving efficiency of acidizing based on core research results]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2012, no. 11, pp. 46-52.
  31. Guo J., Liu H., Zhu Y., Liu Y. Effects of acid-rock reaction heat on fluid temperature profile in fracture during acid fracturing in carbonate reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2014, vol. 122, pp. 31-37. doi: 10.1016/j.petrol.2014.08.016
  32. Magadova L.A., Davletshina L.F., Pakhomov M.D., Davletov Z.R. Osadkoobrazovanie pri vzaimodeistvii kislotnykh sostavov s mineralami terrigennogo kollektora [Generation of sedimentation in the interaction with acid compositions of a terrigene reservoir]. Neftepromyslovoe delo, 2015, no. 9, pp. 31-36.
  33. Galkin V.I., Khizhniak G.P., Amirov A.M., Gladkikh E.A. Otsenka effektivnosti vozdeistviia kislotnykh sostavov na kerny s ispol'zovaniem regressionnogo analiza [Assessment of efficiency of core sample acidizing by means of regression analysis]. Vestnik Permskogo natsional'nogo issledovatel'skogo politekhnicheskogo universiteta. Geologiia. Neftegazovoe i gornoe delo, 2014, no. 13, pp. 38-48. doi: 10.15593/2224-9923/2014.13.4
  34. Galkin V.I., Silaicheva V.A. Razrabotka statisticheskoi modeli prognoza koeffitsienta pronitsaemosti po sovokupnosti geologicheskikh i tekhnologicheskikh pokazatelei [Development of a statistical model for predicting the permeability coefficient based on a set of geological and technological indicators]. Neftepromyslovoe delo, 2013, no. 9, pp. 10-12.
  35. Galkin V.I., Koltyrin A.N., Kazantsev A.S., Kondrat'ev S.A. et al. Razrabotka statisticheskoi modeli prognoza effektivnosti proppantnogo GRP po geologo-tekhnologicheskim pokazateliam dlia vereiskogo karbonatnogo neftegazonosnogo kompleksa [Development of a statistical model aimed at prediction of efficiency of proppant hydraulic fracturing of a formation, based on a reservoir geological-technological parameters, for Vereiskian carbonate oil- and gas-bearing complex]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2017, no. 3, pp. 48-54.
  36. Novikov V.A. Prognozirovanie effektivnosti kislotnogo vozdeistviia na osnove postroeniia matematicheskikh modelei, uchityvaiushchikh tekhnologiiu i ispol'zuiu kompozitsiiu [Forecasting efficiency of acid impact on the basis of construction of mathematical models taking into account the technology and used composition]. Tekhnologii nefti i gaza, 2021, no. 1(132), pp. 30-35. doi: 10.32935/1815-2600-2021-132-1-30-35
  37. Carvalho R.T.R., Oliveira P.F., Palermo L.C.M., Ferreira A.A.G. et al. Prospective acid microemulsions development for matrix acidizing petroleum reservoirs. Fuel, 2019, vol. 238, pp. 75-85. doi: 10.1016/j.fuel.2018.10.003
  38. Glushchenko V.N. Funktsional'naia rol' PAV v kislotnykh sostavakh [The functional role of surfactants in acid compositions]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2008, no. 2, pp. 27-35.
  39. Folomeev A.E., Vakhrushev S.A., Sharifullin A.R., Lenchenkova L.E. et al. Kompleksnyi podkhod k razrabotke dizaina kislotnykh obrabotok skvazhin mestorozhdeniia imeni R. Trebsa [Integrated approach to well acidizing design on R.Trebs oil field (Timan-Pechora Basin]. Neftianoe khoziaistvo, 2014, no. 8, pp. 72-75.
  40. Kharisov R.Ia., Folomeev A.E., Bulgakova G.T., Telin A.G. Kompleksnyi podkhod k vyboru optimal'nogo kislotnogo sostava dlia stimuliatsii skvazhin v karbonatnykh kollektorakh [The complex approach to the choice of the optimum acid composition for well stimulation in carbonate]. Neftianoe khoziaistvo, 2011, no. 2, pp. 78-82.
  41. Khakimov A.A., Sattarov R.I., Kachurin A.V., Akimkin A.V. Sovershenstvovanie tekhnologii kislotnykh obrabotok [Acid treatment technological advancement]. Neftianoe khoziaistvo, 2012, no. 3, pp. 54-55.
  42. Novikov V.A., Martiushev D.A. K voprosu povysheniia effektivnosti kislotnykh obrabotok terrigennykh kollektorov [On the problem of enhancing the efficiency of terrigenous reservoirs acid treatments]. Neftepromyslovoe delo, 2020, no. 1(613), pp. 36-40. doi: 10.30713/0207-2351-2020-1(613)-36-40
  43. Khizhniak G.P., Ponomareva I.N., Amirov A.M., Iliushin P.Iu. et al. Fil'tratsionnye issledovaniia novykh kislotnykh sostavov dlia obrabotki karbonatnykh kollektorov [Filtration studies of new compounds for the treatment of acid carbonate reservoirs]. Neftianoe khoziaistvo, 2013, no. 11, pp. 116-119.
  44. Dubinskii G.S. Issledovanie kislotnykh kompozitsii dlia vozdeistviia na zakol'matirovannye i nizkoproduktivnye terrigennye plasty dlia intensifikatsii pritoka fliuida [Research of acid solutions influencing on clogged and low-yielding terrigenous layers for fluid inflow intensification]. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov, 2020, no. 2(124), pp. 30-41. doi: 10.17122/ntj-oil-2020-2-30-41
  45. Iazynina I.V., Sheliago E.V., Abrosimov A.A., Grachev N.E. et al. Opredelenie ostatochnoi vodonasyshchennosti porod-kollektorov metodom rentgenovskoi tomografii [Determination of reservoir rock residual water using X-ray computed microtomography]. Neftianoe khoziaistvo, 2018, no. 3, pp. 38-42. doi: 10.24887/0028-2448-2018-3-38-42
  46. Machado A.C., Oliveira T.J.L., Cruz F.B., Lopes R.T. et al. X-ray microtomography of hydrochloric acid propagation in carbonate rocks. Applied Radiation and Isotopes, 2015,
  47. vol. 96, pp. 129-134. doi: 10.1016/j.apradiso.2014.10.027
  48. Safari A., Dowlatabad M.M., Hassani A., Rashidi F. Numerical simulation and X-ray imaging validation of wormhole propagation during acid core-flood experiments in a carbonate gas reservoir. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2016, vol. 30, pp. 539-547. doi: 10.1016/j.jngse.2016.02.036
  49. Novikov V.A., Martiushev D.A. Obosnovanie optimal'noi skorosti zakachki kislotnykh sostavov s uchetom karbonatnosti kollektora [Substantiation of the optimal injection rate of acid compositions with account of a reservoir carbonate content]. Neftepromyslovoe delo, 2020, no. 3(615), pp. 26-30. doi: 10.30713/0207-2351-2020-3(615)-26-30
  50. Khizhniak G.P., Ponomareva I.N., Amirov A.M., Glushchenko V.N. Opredelenie optimal'noi skorosti zakachki kislotnykh sostavov po rezul'tatam issledovanii na kernakh [Determination of the optimal rate of injection acid compositions on the results of research on the core samples]. Neftianoe khoziaistvo, 2014, no. 6, pp. 52-54.

Statistics

Views

Abstract - 39

PDF (Russian) - 20

PDF (English) - 6

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2021 Novikov V.A.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies