Адсорбционная активность грунтов во многом зависит от их состава и свойств и, прежде всего, от площади удельной поверхности и энергетического потенциала глинистых частиц.
  Для формирования «заданных» свойств, в том числе и адсорбционных, разработаны различные способы активации глин: термический, ультрафиолетовый, ультразвуковой, механический, кислотный, щелочной. Однако, несмотря на опубликованные данные, вопросы влияния термической обработки на формирование свойств глин, в том числе и адсорбционные, изучены недостаточно полно. В связи с этим осуществлена оценка влияния термической активации глин на их адсорбционную активность по красителю метиленовый голубой.
  Экспериментальные и теоретические исследования показали, что изменение адсорбционной активности глин связано со степенью их термообработки. При обработке глин температурой до 200 °С активизируются энергетические центры на поверхности структурных элементов, что приводит к повышению адсорбции глин по метиленовому голубому на 12–24 %; при повышении температуры обработки глин до 450–960 °С процессы их (глин) структурного преобразования изменяются, что снижает адсорбционную активность глин в 11–16 раз.
  Кроме того, установлено влияние степени насыщения глин парами воды на их адсорбционную активность. При термообработке глин и частичном их насыщении водяными парами молекулы воды занимают часть энергетических центров на поверхности частиц, поэтому частицы обладают достаточным энергетическим потенциалом, который реализуется в виде высоких значений их адсорбции по метиленовому голубому.
  При термической обработке глин и полном насыщении их парами воды заряды на поверхности частиц в большей части компенсируются молекулами воды. Молекулы воды, поступая в межпакетное пространство, компенсируют заряды на поверхности пакетов и минералов, которые реализуются в виде процессов набухания глин. Процессы набухания в свою очередь приводят к увеличению размеров структурных элементов, что проявляется в виде уменьшения удельной поверхности глин. Поэтому глины, полностью насыщенные парами воды, адсорбционно менее активны, чем глины, частично насыщенные парами воды.
  Ключевые слова: глина, каолин, монтмориллонит, бентонит, структура, свойства, адсорбция, термическая обработка, метиленовый голубой, активация, коллоид, энергетический потенциал, вода, минеральный состав, кристаллическая решетка.

Анюхина Анна Викторовна
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
anuhina.com@gmail.com
Россия, 614000, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

Середин Валерий Викторович
Пермский государственный национальный исследовательский университет
seredin@nedra.perm.ru
Россия, 614990, г. Пермь, ул. Букирева, 15

Андрианов Андрей Владимирович
Пермский государственный национальный исследовательский университет
seredin@nedra.perm.ru
Россия, 614990, г. Пермь, ул. Букирева, 15

Хлуденева Татьяна Юрьевна
Пермский государственный национальный исследовательский университет
seredin@nedra.perm.ru
Россия, 614990, г. Пермь, ул. Букирева, 15

1. Термообработка бентонита и адсорбция метилена голубого / Л.А. Биннатова, Э.М. Ширалиева, А.И. Якубов, Н.М. Мурадова, А.Н. Нуриев // Конденсированные среды и межфазные границы. – 2007. – Т. 9, № 2. – С. 99–101.
2. Гойло Э.А., Котов Н.В., Франк-Каменецкий В.А. Экспериментальное исследование влияния давления и температуры на кристаллические структуры каолинита, иллита и монтмориллонита // Физические методы исследования осадочных пород. – Л.: Недра, 1983. – 151 с.
3. Мосталыгина Л.В., Чернова Е.А., Бухтояров О.И. Кислотная активация бентонитовой глины // Вестник ЮУрГУ. – 2012. – № 24. – С. 57–61.
4. Сорбционные свойства УФ-активированных глин Ангольских месторождений / Ж.А. Сапронова, В.С. Лесовик, М.Ж. Гомес, К.И. Шайхиева // Вестник КазНИТУ. – 2015. – Т. 18, № 1. – С. 91–93.
5. Тучкова А.И., Тюпина Е.А. Влияние температуры активации бентонита на его сорбционную способность к извлечению Cs-137 из вакуумных масел // Успехи в химии и химической технологии: cб. науч. тр. – 2010. – Т. XXIV, № 7 (112). – С. 12–15.
6. Ягубов А.И. Исследование динамики сорбции метилена голубого на термообработанном бентоните // Конденсированные среды и межфазные границы. – 2005. – Т. 7. – № 1. – С. 77–80.
7. Synthesis and characterization of zeolite LTA by hydrothermal transformation OF A natural Algerian palygorskite / Y. L. Dali, L.S. Belaroui, A. López-Galindo, C. Verdugo-Escamilla // Applied Clay Science. – 2020. – Vol. 193. – Р. 105690. DOI: 10.1016/j.clay.2020.105690
8. Galan E., Aparicio P., Gonzalez Â. The effect of pressure on order/disorder in kaolinite under wet and dry conditions // Clays and Clay Minerals. – 2006. – Vol. 54, № 2.  Р.230–239. DOI: 10.1346/CCMN.2006.0540208
9. One-pot synthesis of the reduced-charge montmorillonite via molten salts treatment / Q. He, R. Zhu, Q. Chen, Y. Zhu, Y. Yang, J. Du, J. Zhu, H. He // Applied Clay Science. – 2020. – Vol. 186. – Р.105429. DOI: 10.1016/j.clay.2019.105429
10. The influence of acid modification on the structure of montmorillonites and surface properties of bentonites / V. Krupskaya, L.A. Novikova, E. Tyupina, P. Belousov [и др.] // Applied Clay Science. – 2019 – Vol. 172. – P. 1–10. DOI: 10.1016/j.clay.2019.02.001
11. Laita E., Bauluz B. Mineral and textural transformations in aluminium-rich clays during ceramic firing // Applied Clay Science. – 2018. – Vol. 152. – Р. 284–294. DOI: 10.1016/j.clay.2017.11.025
12. Changes of energy potential on clay particle surfaces at high pressures / V.V. Seredin, T.Y. Parshina, A.V. Rastegaev, V.I. Galkin, G.A. Isaeva // Applied Clay Science. – 2018. – Vol. 155. – Р. 8–14. DOI: 10.1016/j.clay.2017.12.042
13. Changes in adhesion force on kaolin under pressures / V.V. Seredin, M.V. Fyodorov, I.V. Lunegov, V.I. Galkin // AIP Conference Proceedings. – 2020. – Vol. 2216. – Р. 040004. DOI: 10.1063/5.0003673
14. Влияние давления на структуру каолинита в огнеупорных глинах Нижне-Увельского месторождения месторождения по данным ИК-спектроскопии / О.С. Ситева, Н.А. Медведева, В.В. Середин, Д.В. Иванов, К.А. Алванян // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2020. – Т. 331, № 6. – С. 208–217. DOI: 10.18799/24131830/2020/6/2690
15. Sruthi P.L., Reddy P.H.P. Swelling and mineralogical characteristics of alkali-transformed kaolinitic clays // Applied Clay Science. – 2019. – Vol. 183. – P. 105353. DOI: 10.1016/j.clay.2019.105353
16. Effect of thermochemical activation of clay raw materials on phase formation, microstructure and properties of aluminosilicate proppants / T.V. Vakalova, A.A. Reshetova, I.B. Revva, P.G. Rusinov, D.I. Balamygin // Applied Clay Science – 2019. – Т.183. – Р. 105335. DOI: 10.1016/j.clay.2019.105335
17. Defects in structure as the sources of the surface charges of kaolinite / X. Zhu, Z. Zhu, X. Lei, C. Yan // Applied Clay Science. – 2016. – Vol. 124–125. – Р.127–136. DOI: 10.1016/j.clay.2016.01.033
18. Impact of mechanical activation on bioleaching of pyrite: A DFT study / X.Fu. Zheng, Si.T. Cao, Zh.Yu. Nie, J.H. Chen, W.Bo. Ling, Li.Zh. Liu, X. Pan, H.Y. Yang, J.L. Xia // Minerals Engineering. – 2020. – Vol. 148. – Р. 106209. DOI: 10.1016/j.mineng.2020.106209
19. Study of the dehydroxylation of kaolinite and alunite from a Mexican clay with DRIFTS-MS / N.R. Osornio-Rubio, J.A. Torres-Ochoa, M.L. Palma-Tirado, H. Jimenez-Islas, R. Rosas-Cedillo, J.C. Fierro-Gonzalez, G.M. Martinez-Gonzalez // Clay Minerals. – 2015. – Vol. 51, №1. – Р. 55–68. DOI: 10.1180/claymin.2016.051.1.05
20. Злочевская Р.И. Связанная вода в глинистых грунтах. – М.: Изд-во Моск. гос. ун-та, 1969. – 175 с.
21. Анюхина А.В., Федоров М.В. Закономерности изменения содержания связанной воды в каолинитовой глине при ее сжатии высокими давлениями // Современные технологии в строительстве. Теория и практика. – Пермь, 2017. – № 4. – С. 100–101.
22. Лебедев А.Ф. Почвенные и грунтовые воды. – М. – Л.: Сельхозгиз, 1930. – 278 с.
23. Осипов В.И., Солоколов В.Н. Глины и их свойства. – М.: ГЕОС, 2013. – 576 с.
24. Медведева Н.А., Ситева О.С., Середин В.В. Сорбционная способность глин подверженных сжатию // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т.18, №2. – С.118–128. DOI: 10.15593/2224-9923/2018.4.2
25. Осипов В.И., Соколов В.Н., Румянцева Н.А. Микроструктура глинистых пород. – М.: Недра, 1989. – 211 с.
26. Пилоян Г.О. Введение в теорию термического анализа. – М.: Наука, 1964. – 232 с. 
27. Тарасевич Ю.И., Овчаренко Ф.Д. Адсорбция на глинистых минералах. – Киев: Науковая думка, 1975. – 351 с.
28. Определение катионообменной емкости монтмориллонита методом синхронного термического анализа / Н.М. Боева, Ю.И. Бочарникова, П.Е. Белоусов, В.В. Жигарев // Журнал физической химии. – 2016. – Т.90, № 8. – С. 1154–1159. DOI: 10.7868/S0044453716080057
29. Characterization of the surface charge distribution on kaolinite particles using high resolution atomic force microscopy / N. Kumar, C. Zhao, A. Klaassen, D. van den Ende, F.Mugele, I. Siretanu // Geochimica et Cosmochimica Acta. – 2016. – Vol. 175. – P.100–112. DOI: 10.1016/j.gca.2015.12.003
30. Adsorption of methylene blue from aqueous solution onto viscose-based activated carbon fiber felts: Kinetics and equilibrium studies / Qi-Xia Liu, Yi-Ru Zhou, Mei Wang, Qian Zhang, Tao Ji [et al.] // Adsorption Science & Technology. – 2019. – P.1–20. DOI: 10.1177/0263617419827437
31. Рамазанова А.Э. Влияние давления и температуры на теплопроводность глин. // Мониторинг. Наука и технологии. – 2013. – № 3 (16). – С. 69–73.
32. Середин В.В. Курс лекций по грунтоведению. Ч.1: Состав, строение и свойства грунтов. – Пермь, 2010. – 128 с.
33. Середин В.В., Медведева Н.А., Анюхина А.В. Оценка форм связанной воды в глинах // Инженерная геология. – 2018. – Т. 18, № 4–5. – С. 52–61. DOI: 10.25296/1993-5056-2018-13-4-5-52-61
34. Влияние стрессового давления на формирование связанной воды в каолиновой глине / В.В. Середин, Н.А. Медведева., А.В. Анюхина, А.В. Андрианов Инженерная геология. – 2018. – Т. 18, № 6. – C. 36–47. DOI: 10.25296/1993-5056-2018-13-6-36-46
35. Закономерности изменения содержания связанной воды в каолинитовой глине при ее сжатии высокими давлениями / В.В. Середин, Медведева, Н.А. Анюхина А.В., А.В. Андрианов // Вестник Пермского университета. Геология. – 2018. – Т.17, №4. – C. 359–369. DOI: 10.17072/psu.geol.17.4.359
36. Changes of energy potential on clay particle surfaces at high pressures / V.V. Seredin, T.Y. Parshina, A.V. Rastegaev, V.I. Galkin, G.A. Isaeva // Applied Clay Science. – 2018. – Vol. 155. – Р. 8–14. DOI: 10.1016/j.clay.2017.12.042
37. Сорбция каолина, обработанного давлением, по отношению к красителю метиленовому голубому / В.В. Середин, О.С. Ситева, К.А. Алванян, А.В. Андрианов // Вестник Пермского университета. Геология. – 2020. – Т. 19, № 3. – С. 264–274. DOI: 10.17072/psu.geol.19.3.264
38. Изменение физико-химических свойств глин, подверженных давлению / В.В. Середин, О.С. Ситева, К.А. Алванян, А.В. Андрианов // Недропользование. – 2020. – Т. 20, № 4. – С. 304–316. DOI: 10.15593/2712-8008/2020.4.1
39. Изменение дзета-потенциала глин, подверженных сжатию / Н.А. Медведева, К.А. Алванян, Ю.О. Мальгина, В.В. Середин // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2019. – Т. 19, № 1. – С. 4–14. DOI: 10.15593/2224-9923/2019.1.1
40. Исследование потерь масс вещества при сжатии глин / А.В. Анюхина, М.В. Федоров, В.В. Середин, И.И. Минькевич // Современные технологии в строительстве. Теория и практика. – 2017. – Т. 1. – С. 259–264.
41. Трушков А.Ю., Анюхина А.В. Изменение сорбции водяного пара бентонитовой и каолиновой глинами, обработанных давлением // Геология в развивающемся мире: сборник научных трудов по материалам XIII Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. – Пермь, 2020. – С. 477–479.
42. Термохимические характеристики глинистых минералов и слюд / М.Д. Маслова, С.Л. Белопухов, Е.С. Тимохина, Т.В. Шнее, Е.Э. Нефедьева, И.Г. Шайхиев // Вестник Казанского технологического университета. – 2014. – Т. 17, № 21. – С. 121–127.
43. Kaolin deposits from the northern sector of Cunene Anorthosite Complex (Southern Angola) / G. Saviano, V. Maurizio, P. Umberto, T.L. Emidio // Clays and Clay Minerals. – 2005. – Vol. 53, № 6. – Р. 674–685. DOI: 10.1346/CCMN.2005.0530613
44. Влияние термического модифицирования на адсорбционные свойства природных силикатов / Л.И. Бельчинская, А.В. Бондаренко, М.Л. Губкина, Г.А. Петухова, В.Ф. Селеменев // Сорбционные и хроматографические процессы. – Воронеж, ВГУ, 2006. – Т. 6, вып. 1. – С. 80–88.

  В процессе строительства скважины ухудшение естественных коллекторских свойств пласта неизбежно. Образующаяся на поверхности призабойной зоны пласта плотная малопроницаемая фильтрационная корка (ФК) на стадии освоения способствует снижению фильтрационно-емкостных свойств породы, а значит и продуктивности скважины. Помимо этого корка может способствовать закупориванию таких элементов конструкции, как скважинный фильтр или устройства контроля притока, тем самым также оказывая негативное влияние на дебит. В большинстве случаев невозможность достижения требуемой очистки призабойной зоны при освоении скважины в дальнейшем ведет к необходимости применения дорогостоящих повторных операций и капитальному ремонту, химических и механических способов очистки ПЗП. Разработка технологий полного удаления сформировавшейся фильтрационной корки со стенок ствола скважины является необходимой задачей.
  В работе рассматривается биополимерный раствор первичного вскрытия продуктивного пласта на водной основе, приведен компонентный состав и его параметры. Описана методика исследования действия брейкерных систем на полимер-минеральную фильтрационную корку в условиях высокого давления на фильтр-прессе HT-HP, а также приведена методика определения растворяющей способности отдельных компонентов системы (хелата и энзима). По результатам данного исследования авторами был подобран оптимальный состав брейкера энзим-хелатной основы, после действия которого наблюдается наиболее полное разрушение составляющих фильтрационной корки. Результаты оценивались на основании сравнения растворяющей способности карбоната кальция при воздействии различных хелатов. В качестве разрушителя крахмала был протестирован энзим альфа-амилаза. Эффективность работы состава подтверждена на основании изменения фильтрационно-емкостных свойств керамических дисков до и после обработки в сравнении с зарубежными аналогами брейкерных систем.
  Ключевые слова: обработка призабойной зоны пласта, фильтрационная корка, брейкер, брейкерная системы, хелаты, комплексообразователи, энзимы, проницаемость, фильтрационно-емкостные свойства, первичное вскрытие пласта, биополимерные растворы, освоение скважин, скважинные фильтры.

Петров Артем Андреевич
Санкт-Петербургский горный университет
nbdriller@yandex.ru
Россия, 199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

Николаев Николай Иванович
Санкт-Петербургский горный университет
nikinik@mail.ru
Россия, 199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

1. Антонов К.В., Лукманов Р.Р. Влияние полимерных буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов и информативность геофизических исследований разреза скважин. – Тюмень: ЗапСиббурНИПИ, 1996. – 60 c.
2. Formation Damage and Horizontal Wells – A Productivity Killer? / D. Brant Bennion [et al.] // International Conference on Horizontal Well Technology held in Calgary. – 1995. – SPE 37138. – P. 18–20. DOI: 10.2118/37138-MS
3. Ишбаев Р.Р., Зейгман Ю.В. Диагностирование влияния технологий первичного вскрытия и тампонирования скважин на фильтрационные параметры пород призабойной зоны пласта // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 3. – С. 92–98.
4. Гаджиев С.Н., Попов И.В. Использование кольматации для предупреждения осложнений при строительстве скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2008. – № 12. – С. 16–17.
5. Грей Дж.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов. – М.: Химия, 1980. – 400 с.
6. Blinov P.A. Determining the stability of the borehole walls at drilling intervals of loosely coupled rocks considering zenith angle // Journal of Mining Institute. – 2019. – Vol 236. – P. 172–179. DOI: 10.31897/pmi.2019.2.172.
7. Кейн С.А., Швец С.В., Буслаев Г.В. Технология заканчивания скважин с большим отходом от вертикали с установкой щелевого фильтра в горизонтальный ствол // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – 2017. – № 1. – С 32–37. 
8. Blinov P.A., Dvoynikov M.V. Influence of Mud Filtrate on the Stress Distribution in the Row Zone of the Well // International Journal of Applied Engineering Research. – 2017. – Т. 12, № 15. – P. 5214–5217.
9. Filter Cake Porosity and Permeability Profile Along the Horizontal Well and Their Impact on Filter Cake Removal / Bageri Badr, Mahmoud Mohamed, Al-Mutairi S., Abdulraheem Abdulazeez. – 2015. DOI: 10.2523/IPTC-18465-MS. 
10. Карманский Д.А., Петраков Д.Г. Лабораторное моделирование изменения механических и фильтрационных свойств пород коллекторов на различных этапах разработки месторождений нефти // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2020. – Т. 20, № 1. – С. 49–59. DOI: 10.15593/2224-9923/2020.1.5
11. Successful Deployment of a New Stimulation Chemical, Post Horizontal Open-Hole Gravel Pack in Wells Drilled with both Water-Based and Oil-Based Drill-In-Fluids / E. Davidson, D. McMillan, F. Martin, K. Morton, R. Lenz // SPE/IADC INDIAN Drilling Technology Conference and Exhibition. – 2006. – Drilling in India: Challenges and Opportunities, 2006. DOI: 10.2118/101964-MS.
12. Исследования кольматации внутрискважинных фильтров растворами первичного вскрытия и фильтрационной коркой / П.М. Никитин, О.А. Колтыпин, Р.Л. Пчельников, П.М. Нуйкин // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 3. – С. 25–29.
13. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. – М.: Наука, 2000. – 414 с. 
14. Vasilev B.U., Mardashov D.V. Technical solutions for ecologically safe and sustainable development of shelf deposits // International Journal of Mechanical Engineering and Technology. – 2019. – № 2. – P. 1501–1506.
15. Nutskova M.V., Dvoynikov M.V. Improving the quality of well completion in order to limit water inflows // Journal of Engineering and Applied Sciences. – 2017. – Т. 12, № 22. – P. 5985–5989. DOI: 10.36478/jeasci.2017.5985.5989
16. An Optimized Method to Remove Filter Cake Formed by Formate Based Drill-in Fluid in Extended Reach Wells / Alotaibi Mohammed B., Nasr-El-Din Hisham A., Hill Alfred Daniel and Abdullah Mohammad Al Moajil // Paper presented at the Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. – Jakarta, Indonesia, 2007. DOI: https://doi.org/10.2118/109754-MS.
17. Optimization of Stimulation Chemistry for Openhole Horizontal Wells / L.N. Morgenthaler, R.I. McNeil, R.J. Faircloth, A.L. Collins, C.L. Davis // Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition – New Orleans, Louisiana, September, 1998. DOI: https://doi.org/10.2118/49098-MS.
18. Петров Н.А., Давыдова И.Н. Влияние реагентов и композиций на сформированную корку буровых растворов // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 4. – С. 30–36.
19. Гусева Д.М., Кравцов С.А., Темник С.В. Исследование влияние биополимерного раствора на проницаемость кернов продуктивных пластов и оценка эффективности брейкерных систем // Труды РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. – 2017. – Т. 288, № 3. – С. 58–62.
20. Харитонов А.Б. Обработка призабойной зоны – cистема N-FLOW. Опыт применения в России // Бурение и нефть. – 2010. – № 6. – С. 10–12.
21. Nasr-El-Din Hisham, Al Moajil Abdullah. Evaluation of In-Situ Generated Acids for Filter-Cake Cleanup. – 2007. DOI:10.2523/107537-MS.
22. Технология химического удаления фильтрационной корки «БАРКБИТЛ» / Г.Г. Ишбаев, М.Р. Дильмиев, Р.Р. Ишбаев, С.С. Ложкин, Д.В. Петров // Научные труды НИПИ НЕФТЕГАЗ ГНКАР. – 2018. – № 2. – С. 11–14. DOI: 10.5510/OGP20180200345
23. Ноздря В.И., Роднова В.Ю., Курдюков А.В. Брейкерные составы «ПОЛИПРОН» для разрушения фильтрационных корок буровых растворов // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – № 6. – С. 19–23.
24. Новые составы брейкерных композиций контролируемого действия в условиях высоких температур / А.В. Курдюков, В.И. Ноздря, А.Ю. Царьков, М.П. Легута, С.А. Сорокин // Бурение и нефть. – 2019. – № 5. – С. 50–55.
25. Петров А.А., Николаев Н.И. Исследование и разработка составов для удаления фильтрационной корки // Новые идеи в науках о земле: материалы XIV Международной научно-практической конференции: в 7 т. – М., 2019. – С. 284–287.
26. Mud cake removal efficiency of spacer fluids / S S. Tabatabaee Moradi, N.I. Nikolaev, Y.V. Lykov, A.A. Petrov // Topical Issues of Rational Use of Natural Resources. – 2019. – № 2. – P. 920–925.
27. New Enzyme Process for Downhole Cleanup of Reservoir Drilling Fluid Filtercake / J.E. Hanssen, P.P. Jiang, Hanne Høst, Julie F. Jørgensen // Paper presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. – Houston, Texas, February, 1999. DOI: https://doi.org/10.2118/50709-MS.
28. Stanley Frederick O., Rae Phil, Juan C. Troncoso. Single Step Enzyme Treatment Enhances Production Capacity on Horizontal Wells //Paper presented at the SPE/IADC Drilling Conference. – Amsterdam, Netherlands, March, 1999. DOI: https://doi.org/10.2118/52818-MS.
29. Применение брейкеров при освоении горизонтальных скважин на Восточно-Мессояхском месторождении / Р.Ж. Мисбахов, М.Е. Мартынов, И.В. Коваленко, С.К. Сохошко // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2017. – № 6. – С. 83–87. DOI: 10.31660/0445-0108-2017-6-83-87
30. Ишбаев Г.Г., Дильмиев М.Р., Горпинченко В.А. Технологическая жидкость для химической очистки призабойной зоны ствола скважины при заканчивании открытым стволом // Бурение и нефть. – 2013. – № 12. – С. 49–52.
31. Bondarenko A.V., Islamov S.R., Mardashov D.V. Features of oil well killing in abnormal carbonate reservoirs operating conditions // European Association of Geoscientists and Engineers. – 2019. – № 150273. – P. 629–633. DOI: 10.3997/2214-4609.201901759
32. Sandyga M.S., Struchkov I.A., Rogachev M. K. Formation damage induced by wax deposition: laboratory investigations and modeling // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2020. – № 6. – P. 2541–2558. DOI: https://doi.org/10.1007/s13202-020-00924-2.
33. Influence of polymer reagents in the drilling fluids on the efficiency of deviated and horizontal wells drilling / T. Liu, E.L. Leusheva, V.A. Morenov, L. Li, G. Jiang // Energies. – 2020. – № 18. – P. 1–16. DOI: 10.3390/en13184704
34. Комплекс методов оценки ингибирующих свойств буровых растворов по отношению к глинистым набухающим горным породам (на примере «реактивных» глин монтмориллонитовой группы казанского, татарского ярусов пермской системы) / И.Л. Некрасова, П.А. Хвощин, Д.А. Казаков [и др.] // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2019. – Т. 19, № 2. – С. 150–161. DOI: 10.15593/2224-9923/2019.2.5
35. Dvoynikov M.V., Blinov P.A. Rheological and Filtration Parameters of the Polymer Salt Drilling Fluids Based on Xanthan Gum // Journal of Engineering and Applied Sciences. – 2018. – Т. 14, № 13. – P. 5661–5664. DOI: 10.36478/jeasci.2018.5661.5664
36. New and Effective Filter Cake Removal Optimizes Water Injectivity / E. Davidson, L. Mota, N. Mosley, G. Chimara, A. Morrison, I. Archibald // Paper presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette. – Louisiana, USA, February, 2012. DOI: https://doi.org/10.2118/151683-MS
37. Novel Filter Cake Breaker Design and Successful Use for OHGP Carrier Fluid / R. Bulgachev, W. Duran, G. Harpley, G. Hurst, R. Lee, A. Twynam, T. Thay, A. Sookoo // Paper presented at the SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition. – London, England, UK, March, 2015. DOI: https://doi.org/10.2118/173132-MS
38. Korolev M.I., Rogachev M.K., Tananykhin D.S. Regulation of filtration characteristics of highly watered terrigenous formations using complex chemical compositions based on surfactants // Journal of Applied Engineering Science. – 2020. – Vol. 18, № 1. – P. 147–156. DOI: 10.5937/jaes18-24542
39. Крылов В.И., Крецул В.В. Новый подход к методам химической очистки призабойной зоны ствола скважины при заканчивании открытым стволом // Технологии топливно-энергетического комплекса. – 2004. – № 4. – С. 14–21.
40. Борхович С.Ю., Казанкин Д.С. Применение синергических комбинаций комплексонов в нефтегазовой отрасли // Нефть. Газ. Новации. – 2014. – № 10. – С. 34–35.
41. Fink J.K. Chapter 9, Filter Cake Removal // Petroleum Engineer’s Guide to Oil Field Chemicals and Fluids. – Boston: Gulf Professional Publishing, 2012. – Р. 295–309.
42. Murphy Rob. Laboratory Device for Testing of Delayed-Breaker Solutions on Horizontal Wellbore Filter Cakes // Paper presented at the SPE European Formation Damage Conference. – The Hague, Netherlands, May, 2001. DOI: https://doi.org/10.2118/68968-MS
43. Suhy Thomas E., Ramon P. Harris. Application of Polymer Specific Enzymes To Clean Up Drill-In Fluids // Paper presented at the SPE Eastern Regional Meeting. – Pittsburgh, Pennsylvania, November, 1998. DOI: https://doi.org/10.2118/51094-MS
44. Filter-Cake Cleanup in MRC Wells Using Enzyme/Surfactant Solutions / A. Nasr-El-Din Hisham, Al-Otaibi Mohammed Badri, A. Al-Qahtani Abdulqader, A. Omar Al-Fuwaires // SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage. – Control, Lafayette, 2006. DOI: https://doi.org/10.2118/98300-MS
45. Huang Tianping, Crews James. Fluid-Loss Control Improves Performance of Viscoelastic Surfactant Fluids // SPE Production & Operations. – SPE PROD OPER. – 2009. – Vol. 24. – Р. 60–65. DOI: 10.2118/106227-PA
46. Development of environmentally friendly diesel fuel / N.K. Kondrasheva, A.M. Eremeeva, K.S. Nelkenbaum, O.A. Baulin, O.A. Dubovikov // Petroleum Science and Technology. – 2019. – Vol. 37, № 12. – P. 1478–1484.
47. Kondrasheva N.K., Eremeeva A.M., Nelkenbaum K.S. Development of domestic technologies of produsing high quality clean diesel fuel // Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedenii. Khimiya. Khimicheskaya tekhnologiya. – 2018. – Vol. 61 (9–10). – P. 76–82. DOI: 10.1080/10916466.2019.1594285

  В последнее время необходимо отметить присутствие негативной динамики по ухудшению структуры запасов вновь открытых месторождений, и уже большая часть последних классифицируется как трудноизвлекаемые, приуроченные к залежам со сложным геологическим строением, низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти, осложненные наличием разломов, активных подошвенных вод и газовых шапок.
  Разбуривание трудноизвлекаемых запасов месторождений происходит горизонтальными скважинами. Это обусловлено в первую очередь тем, что именно горизонтальные скважины позволяют многократно увеличить площадь фильтрации флюида за счет возрастания области дренирования, благодаря обширному контакту горизонтального участка скважины с породой, позволяя многократно увеличить дебит скважины.
  Обобщая вышесказанное, горизонтальные скважины применяют для разработки месторождений со следующими параметрами: месторождения с тонкой нефтенасыщенной оторочкой (до 15 м), с газовой шапкой и подошвенной водой; месторождения тяжелой нефти, с вязкостью более 30 мПа·с; месторождения с низкой проницаемостью коллектора (менее 0,002 мкм²).
  В данных условиях фильтрация флюида не может быть описана линейным законом Дарси. В условиях существования высоковязкой нефти и низкопроницаемого коллектора определяется некий начальный градиент давления, обусловленный реологическими свойствами фильтрующейся жидкости и высокими значениями коэффициента поверхностного трения. В условиях тонкой нефтяной оторочки и повышенного газового фактора наблюдаются предельные скорости фильтрации за счет режима растворенного газа, и приток флюида описывается нелинейным законом.
  Одним из основных параметров при составлении технико-экономической оценки залежи является дебит каждой отдельно взятой горизонтальной скважины. Аналитические методы расчета дебита горизонтальной скважины показывают высокую погрешность. Предлагается по-новому взглянуть на проблему определения прогнозного дебита горизонтальной скважины, используя известные подходы к решению данного вопроса.
  Довольно затруднительно достоверно прогнозировать параметры эксплуатации залежей: производительность горизонтальных скважин, полученная при помощи современных гидродинамических стимуляторов, оказывается недостоверной, что в конечном итоге приводит к формированию недостаточно рациональной системы разработки, и возникающие осложнения при эксплуатации в промысловых условиях приходится устранять за счет значительных объемов материальных и трудовых ресурсов. Таким образом, разработка методик, способствующих получению достоверного расчета добычи, является актуальной задачей нефтедобывающей отрасли.
  Ключевые слова: дебит горизонтальной скважины, линейная фильтрация, зона дренирования, трудноизвлекаемые месторождения, аналитические расчеты, приток флюида.

Шевченко Оксана Николаевна
ООО Газпром «ВНИИГАЗ»
Real_ity@mail.ru
Россия, 142717, Московская область, пос. Развилка, Проектируемый пр. № 5537, вл15с1

1. Peaceman D.W. Interpretation of well-block pressure in numerical reservoir simulation // SPE Journal. – 1978. – Vol. 18, № 3. – P. 183–194. DOI: 10.2118/6893-PA
2. Peaceman D.W. Representation of a horizontal well in numerical reservoir simulation // SPE Paper 21217. – 1991. – № 2. DOI: 10.2118/21217-PA
3. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of horizontal wells // SPE. – 1834. – 1988. 
4. The relation between wellblock and wellbore pressures in numerical simulation of horizontal wells – general formulas for arbitrary well locations in grids / D.K. Babu, A.S. Odeh, A.J. Al-Khalifa, R.C. McCann // SPE Paper 20161. – 1989. – June. DOI: 10.2118/20161-PA
5. Григорян А.М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. – М.: Недра, 1969. – 200 с. 
6. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. – М.: Недра, 1964. – 154 с.
7. Пилатовский В.П. К вопросу о разработке овальных нефтяных месторождений. Определение дебитов и забойных давлений эллиптических батарей. – М.: Гостоптехиздат, 1956. – Вып. 8. – С. 114–141.
8. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальные пласты // Подземная гидромеханика и разработка нефтяных месторождений. – М.: Гостоптехиздат, 1960. – Вып. 32. – С. 29–57.
9. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины // ПММ. – 1956. – Т. ХХ, вып. 1. – С. 95–108.
10. Табаков В.П. Определение дебита и эффективности многозабойной скважины в слоистом пласте // Научно-технический сборник по добыче нефти. – М.: Гостоптехиздат, 1960. – № 10.
11. Табаков В.П. Приток жидкости к батарее наклонных скважин в слоистом пласте // Научно-технический сборник по добыче нефти. – М.: Гостоптехиздат, 1960. – № 10.
12. Табаков В.П. Определение дебитов кустов скважин, оканчивающихся горизонтальными участками стволов в плоском пласте // Научно-технический сборник по добыче нефти. – М.: Гостоптехиздат, 1961. – № 13.
13. Табаков В.П. О притоке нефти к многозабойным скважинам в плоском пласте // Научно-технический сборник по добыче нефти. – М.: Гостоптехиздат, 1961. – № 13.
14. Басниев С.К., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. – 544 с.
15. Stockman L.P. Horizontal drilling restores well which had been abandoned 17 years // Oil and Gas Journal. – 1945. – Vol. 44, № 22.
16. Giger F.M. Horizontal wells production techniques in heterogeneous reservoirs // SPE 13710. – 1985. DOI: 10.2118/13710-MS
17. Giger F.M., Reiss L.H., Jourdan A.P. The reservoir engineering aspects of horizontal drilling // SPE 13024. – 1984. 
18. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells // Journal of Petroleum Technology. – 1988. – Vol. 40, № 6. – P. 729–739. DOI: 10.2118/15375-PA
19. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. – Tulsa, OK: Pennwell Publishing Company, 1991. – 535 p.
20. Renard G.I., Dupuy J.M. Influence of formation damage on the flow efficiency of horizontal wells // SPE Paper 19414. – 1990. – February.
21. Renard G.I., Dupuy J.M. Formation damage effects on horizontal-well flow efficiency // Journal of Petroleum Technology. – 1991. – Vol. 43, № 7. – P. 786–869. DOI: 10.2118/19414-PA
22. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты.– М.: Недра, 1995. – 143 с.
23. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. – М. – Л.: Гостехиздат, 1948. – 196 с. 
24. Пирвердян А.М. Физика и гидравлика нефтяного пласта. – М.: Недра, 1982. – 210 с.
25. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. – М.: Нефть и газ, 2001. – 167 с. 
26. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин. – М.: Нефть и газ, 2004. – 300 с. 
27. Меркулов В.П. Фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности // Известия вузов. Нефть и газ. – 1958. – № 1. – С. 15–17. 
28. Меркулов В.П. Экспериментальное исследование фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности // Известия вузов. Нефть и газ. – 1958. – № 3. – С. 24–29. 
29. Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. – 1958. – № 6. – С. 51–56. 
30. Лысенко В.Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 7. – С. 19–24.
31. Разработка методов определения производительности горизонтальных скважин и параметров неоднородных многослойных пластов по результатам их исследования / Б.А. Никитин, К.С. Басниев, З.С. Алиев [и др.] // Сб. докл. РАО «Газпром». – СПб., 1997.
32. Абдулвагабов А.И. О режимах движения жидкостей и газов в пористой среде // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 1961. – № 2. – C. 8–13. 
33. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. – 407 с. 
34. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. − М.: Недра, 1993. − 416 с. 
35. Басниев С.К., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. – 544 с.
36. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2010. – 536 с.
37. Батурин Ю.Е., Майер В.П. Гидродинамическая модель трехмерной трехфазовой фильтрации «Техсхема» // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 3. – С. 38–42. 
38. Проектирование разработки и создание постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтегазовых месторождений с использованием комплекса программ «Техсхема» / Ю.Е. Батурин, В.П. Майер, Е.А. Дегтянников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 4. – С. 61–64.
39. Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений. Задачи, возможности, технологии / Д.Н. Болотник, Е.С. Макарова, А.В. Рыбников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 3. – С. 7–10. 
40. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи / ред. У. Лайонз, Г. Плизг – СПб.: Профессия, 2009. – 952 с.
41. Хамидуллин М.Р. Численное моделирование притока однофазной жидкости к горизонтальной скважине с трещинами многостадийного гидроразрыва пласта // Ученые записки Казанского университета. Серия: Физико-математические науки. – 2016. – Т. 158. – Кн. 2. – С. 287–301.
42. Хакимзянов И.Н. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования: автореф. дис. … канд. техн. наук: 25.00.17. – Бугульма, 2002. – 24 с.
43. Wang Xiaodong, Li Guanghe, Wang Fei. Productivity analysis of horizontal wells intercepted by multiple finite-conductivity fractures // Petroleum Science. – 2010. – Vol. 7, № 3. – P. 367–371. DOI: 10.1007/s12182-010-0079-8
44. Well test interpretation model on power-law non-linear percolation pattern in low-permeability reservoirs / Shun Liu, Feng-Rui Han, Kai Zhang, Ze-Wei Tang // SPE 132271. – 2010. DOI: 10.2118/132271-MS
45. Жучков С.Ю., Каневская Р.Д. Опыт моделирования и оценки эффективности горизонтальных скважин с трещинами гидрооразрыва на Верхне-Шапшинском месторождении // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 92–96. 

  Во время всей разработки нефтяного и газового месторождения необходимо проводить комплекс различных исследований, направленных на выявление параметров продуктивного горизонта. Одним из таких исследований является анализ кернового материала, в результате которого определяются следующие параметры горной породы: пористость, проницаемость, модуль Юнга и другие. Перечисленные характеристики необходимо учитывать при построении геологической и гидродинамической модели месторождения. Помимо этих параметров следует определять прочностные свойства горной породы, так как они необходимы при проектировании ствола скважины. Такие характеристики можно получить, проведя исследования в специализированных лабораториях. Это не всегда возможно вследствие различных причин. Ряд исследований подтверждает факт зависимости между акустическими свойствами горной породы (скорость прохождения продольной и поперечной волны) и прочностными характеристиками. Акустические свойства горной породы необходимо принимать во внимание при интерпретации акустического каротажа скважин, который позволяет выявить распределение пород вдоль ствола скважины. Исходя из скоростей распространения ультразвуковых волн, можно вычислить динамический модуль упругости, который позволит оценить склонность скелета горной породы к уплотнению в результате действия эффективного напряжения. Поэтому определение акустических свойств горной породы необходимо при планировании разработки месторождения и ее осуществлении.
  Представлены результаты лабораторных исследований, направленных на установление зависимостей между прочностными и акустическими свойствами горной породы. В ходе эксперимента был также определен динамический модуль Юнга и выявлена его связь со скоростью распространения ультразвуковых волн. В результате лабораторных исследований получены эмпирические зависимости предела прочности при объемном сжатии (σ_с), динамическом модуле упругости (E) и скорости прохождения продольных (v_p) и поперечных волн (v_s). Дана оценка полученных значений на всем диапазоне измерений.
  Ключевые слова: модуль Юнга, продольная волна, поперечная волна, предел прочности при объемном сжатии, эффективное напряжение, акустические свойства

Петраков Дмитрий Геннадьевич
Санкт-Петербургский горный университет 
Petrakov_DG@pers.spmi.ru
Россия, 199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

Пеньков Григорий Михайлович
Санкт-Петербургский горный университет 
penkovgrigoriy@gmail.com
Россия, 199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

Соломойченко Дмитрий Анатольевич
Санкт-Петербургский горный университет 
demo-@mail.ru
Россия, 199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

1. Лукин С.В., Дубиня Н.В. Совмещенное геомеханическое и гидродинамическое моделирование поведения нефтенасыщенного пласта в SIMULIA ABAQUS [Электронный ресурс]. – URL: https://tesis.com.ru/infocenter/downloads/abaqus/abaqus_es15_5.pdf (дата обращения: 07.02.2021).
2. Reservoir geomechanics in carbonates / O. Hamid [et al.] // SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference // Society of Petroleum Engineers. – 2017. DOI: https://doi.org/10.2118/183704-MSpdf
3. Coupled Geomechanics and Flow Simulation on Corner-Point and Polyhedral Grids / O. Andersen [et al.] // SPE Reservoir Simulation Conference // Society of Petroleum Engineers. – 2017. – Montgomery. DOI: 10.2118/182690-MS
4. Development of efficiently coupled fluid-flow/geomechanics model to predict stress evolution in unconventional reservoirs with complex-fracture geometry / A. Sangnimnuan [et al.] // SPE Journal. – 2018. – Vol. 23, № 03. – P. 640–660. DOI: 10.2118/189452-PA
5. Зобак М.Д. Геомеханика нефтяных залежей. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – Т. XVIII. – 480 с.
6. Справочник инженера-нефтяника. Т. II: Инжиниринг бурения. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. – 1064 с.
7. Болдина С.В. Оценка пороупругих параметров резервуара подземных вод по данным уровнемерных наблюдений на скважине ЮЗ5, Камчатка // Вестник КРАУНЦ. Серия: Науки о Земле. – 2004. – № 4. – С. 109–119.
8. Terzaghi K. The shearing resistance of saturated soils and the angle between the planes of shear // First international conference on soil Mechanics. – 1936. – Vol. 1. – P. 54–59.
9. Terzaghi K. Theoretical soil mechanics. – London: Chapman And Hall, Limited, 1951. – P. 123–130.
10. Biot M.A. General theory of three dimensional consolidation // Journal of applied physics. – 1941. – Vol. 12, № 2. – P. 155–164. DOI: 10.1063/1.1712886 
11. Nur A., Byerlee J. D. An exact effective stress law for elastic deformation of rock with fluids // Journal of Geophysical Research. – 1971. – Vol. 76, № 26. – P. 6414–6419. DOI: 10.1029/JB076i026p06414
12. Wang H.F. Theory of linear poroelasticity with applications to geomechanics and hydrogeology. – Princeton University Press, 2017. – P. 26–49.
13. Skempton A.W. The pore-pressure coefficients A and B // Geotechnique. – 1954. – Vol. 4, № 4. – P. 143–147. DOI: 10.1680/geot.1954.4.4.143
14. Skempton's A – a key to man-induced subsurface pore pressure changes [Электронный ресурс] / R.M. Holt [et al.] // 52nd US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association, 2018. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ARMA-2018-949?sort=&start=0&q=Skempton%27s+A+%E2%80%93+a+key+to+man-induced+ subsurface+pore+pressure+changes+%2F+Holt+R.M&from_year=&peer_reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=25# (дата обращения: 10.11.2020).
15. Comparisons of Biot's Coefficients of Bakken Core Samples Measured by Three Methods [Электронный ресурс] / K. Ling [et al.] // 50th US Rock Mechanics: Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association, 2016. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ARMA-2016-030?sort=&start=0&q=Compa­risons+of+Biot%27s+Coefficients+of+ Bakken+Core+Samples+Measured+by+Three+Methods&from_year=&peer_reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=25# (дата обращения: 10.11.2020).
16. Estimation of Biot’s effective stress coefficient from well logs / X. Luo [et al.] // Environmental earth sciences. – 2015. – Vol. 73, № 11. – P. 7019–7028. DOI: 10.1007/s12665-015-4219-8 
17. King M.S., Marsden J.R., Dennis J.W. Biot dispersion for P-and S-wave velocities in partially and fully saturated sandstones // Geophysical Prospecting. – 2000. – Vol. 48, № 6. – P. 1075–1089. DOI: 10.1111/j.1365-2478.2000.00221.x
18. Determination of Biot's effective-stress coefficient for permeability of Nikanassin sandstone / L.P. Qiao [et al.] // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2012. – Vol. 51, № 03. – P. 193–197. DOI: 10.2118/150820-PA
19. He J., Rui Z., Ling K. A new method to determine Biot's coefficients of Bakken samples // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2016. – Vol. 35. – P. 259–264. DOI: 10.1016/j.jngse.2016.08.061
20. Effective stress coefficient for uniaxial strain condition [Электронный ресурс] / M.M. Alam [et al.] // 46th US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association, 2012. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ARMA-2012-302?sort=&start=0&q=Effective+stress+coefficient+for+uniaxial+strain+condition+ &from_year=&peer_reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=25# (дата обращения: 10.01.2021).
21. Measuring the biot stress coefficient and is implications on the effective stress estimate [Электронный ресурс] / A. Nermoen [et al.] // 47th US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association, 2013. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ARMA-2013-282?sort=&start=0&q=Measuring+the+biot+stress+coefficient+and+ is+implications+on+the+effective+stress+estimate+&from_year=&peer_reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=25# (дата обращения: 07.12.2020).
22. A combined method to measure biot’s coefficient for rock [Электронный ресурс] / X. [Zhou et al.] // 49th US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association, 2015. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ARMA-2015-584?sort=&start=0&q=A+combined+method+to+measure+biot%E2%80%99s+ coefficient+for+rock&from_year=&peer_reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=25# (дата обращения: 07.12.2020).
23. Experimental evaluation of Biot’s poroelastic parameter – three different methods / J.A. Franquet [et al.] // Rock Mechanics for Industry. – 1999. – P. 349–355.
24. Biot's effective stress coefficient evaluation: static and dynamic approaches [Электронный ресурс] / W. Bailin [et al.] // ISRM International Symposium-2nd Asian Rock Mechanics Symposium / International Society for Rock Mechanics and Rock Engineering. – 2001. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ISRM-ARMS2-2001-082?sort=&start=0&q=Biot%27s+effective+stress+coefficient+evaluation%3A+static+and+dynamic+approaches+%2F+Bailin+W&from_year=&peer_reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=25# (дата обращения: 10.12.2020).
25. Hasanov A.K. Reservoir transport and poroelastic properties from oscillating pore pressure experiments / Colorado School of Mine. – New Orleans, 2015. – P 3105–3110.
26. Bernabé Y., Mok U., Evans B. A note on the oscillating flow method for measuring rock permeability // International journal of rock mechanics and mining sciences. – 2006. – Vol. 2, № 43. – P. 311–316. DOI: 10.1016/j.ijrmms.2005.04.013
27. Bishop A.W. The influence of an undrained change in stress on the pore pressure in porous media of low compressibility // Geotechnique. – 1973. – Vol. 23, № 3. – P.435–442. DOI: 10.1680/geot.1973.23.3.435
28. Biot’s effective stress coefficient of mudstone source rocks [Электронный ресурс] / X. Zhou [et al.] // 51st US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium / American Rock Mechanics Association. – San Francisco, 2017. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ARMA-2017-0235?sort=&start=0&q=Biot%E2%80%99s+ effective+stress+coefficient+of+mudstone+source+rocks+%2F+Zhou+X.+%5Bet+al&from_year=&peer_reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=25# (дата обращения: 07.12.2020).
29. Müller T.M., Sahay P.N. Skempton coefficient and its relation to the Biot bulk coefficient and micro-inhomogeneity parameter // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2014 / Society of Exploration Geophysicists. – 2014. – P. 2905–2909.
30. Sahay P.N. Biot constitutive relation and porosity perturbation equation // Geophysics. – 2013. – Vol. 78, № 5. – Р. L57–L67. DOI: 10.1190/geo2012-0239.1
31. Practical laboratory methods for pore volume compressibility characterization in different rock types [Электронный ресурс] / M.A. Chertov [et al.] // 48th US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association. – 2014. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/ARMA-2014-7532?sort=&start=0&q=Practical+laboratory+methods+for+pore+volume+compressibility+characterization+in+different+rock+types+&from_year=&peer_reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=25# (дата обращения: 07.12.2020).
32. Zhu W., Montési L.G.J., Wong T.F. Effects of stress on the anisotropic development of permeability during mechanical compaction of porous sandstones / Geological Society, Special Publications. – London, 2002. – Vol. 200, № 1. – P. 119–136. DOI: 10.1144/GSL.SP.2001.200.01.08
33. Effective-Stress Coefficients of Porous Rocks Involving Shocks and Loading/Unloading Hysteresis [Электронный ресурс] / F. Civan [et al.] // SPE Journal. – 2020. – URL: https://onepetro.org/ SJ/article-abstract/doi/10.2118/200501-PA/453803/Effective-Stress-Coefficients-of-Porous-Rocks?redirectedFrom=fulltext (дата обращения: 11.12.2020). DOI: 10.2118/200501-PA
34. Experimental study on strain behavior and permeability evolution of sandstone under constant amplitude cyclic loading‐unloading / C. Liu [et al.] // Energy Science & Engineering. – 2020. – Vol. 8 № 2. – Р. 452–465. DOI: 10.1002/ese3.527
35. Yang S. Q., Hu B. Creep and permeability evolution behavior of red sandstone containing a single fissure under a confining pressure of 30 MPa // Scientific reports. – 2020. – Vol. 10, №. 1. – Р. 1–17. DOI: 10.1038/s41598-020-58595-2
36. Influence of loading and unloading velocity of confining pressure on strength and permeability characteristics of crystalline sandstone / D. Zhang [et al.] // Results in Physics. – 2018. – Vol. 9. – Р. 1363–1370. DOI: 10.1016/j.rinp.2018.04.043
37. Plasticity and Damage Analysis of Berea Sandstone via Cyclic Triaxial Loading Under High Confinement Pressure [Электронный ресурс] / H. Mubarak [et al.] // 53rd US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium. – American Rock Mechanics Association. – 2019. – URL: https://onepetro.org/ARMAUSRMS/proceedings-abstract/ARMA19/All-ARMA19/ARMA-2019-2882/125140 (дата обращения: 02.12.2020).
38. Bakhorji A., Schmitt D. R. Laboratory measurements of static and dynamic bulk moduli in carbonate // 44th US Rock Mechanics Symposium and 5th US-Canada Rock Mechanics Symposium. – OnePetro, 2010. DOI: 10.1190/1.3255258
39. Comparison of dynamic and static bulk moduli of reservoir rocks / F. Yan [et al.] // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2017. – Society of Exploration Geophysicists, 2017. – Р. 3711–3715. DOI: 10.1190/segam2017-17664075.1
40. Siggins A.F., Dewhurst D.N. Saturation, pore pressure and effective stress from sandstone acoustic properties // Geophysical Research Letters. – 2003. – Vol. 30, №. 2. DOI: 10.1029/2002GL016143
41. Olsen C., Christensen H.F., Fabricius I.L. Static and dynamic Young’s moduli of chalk from the North Sea // Geophysics. – 2008. – Vol. 73, № 2. – Р. E41–E50. DOI: 10.1190/1.2821819
42. Пеньков Г.М., Карманский Д.А., Петраков Д.Г. Исследование зависимостей между физико-механическими свойствами песчаника и скоростью прохождения упругих волн // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело. – 2020. – Т. 20, № 1. – С. 27–36. DOI: 10.15593/2224-9923/2020.1.3
43. Suggested methods for determining the strength of rock materials in triaxial compression: revised version / K. Kovari [et al.] // Intl J of Rock Mech & Mining Sci & Geomechanic Abs. – 1983. – Vol. 20, № 6. – С. 285–290. DOI: 10.1016/0148-9062(83)90598-3
44. ГОСТ 21153.8-88. Породы горные. Метод определения предела прочности при объемном сжатии. – М., 1988.
45. Bieniawski Z.T., Bernede M.J. Suggested methods for determining the uniaxial compressive strength and deformability of rock materials: Part 1. Suggested method for determining deformability of rock materials in uniaxial compression // International journal of rock mechanics and mining sciences & geomechanics abstracts. – Pergamon, 1979. – Vol. 16, №. 2. – Р. 138–140. DOI: 10.1016/0148-9062(79)91451-7
46. ГОСТ 28985-91. Породы горные. Метод определения деформационных харак-теристик при одноосном сжатии. – М., 1991.
47. Aydin A. Upgraded ISRM suggested method for determining sound velocity by ultrasonic pulse transmission technique // Rock mechanics and rock engineering. – 2014. – Vol. 47, № 1. – Р. 255–259. DOI: 10.1007/s00603-013-0454-z
48. Petroleum related rock mechanics / E. Fjar [et al.]. – Elsevier, 2008. 
49. ГОСТ 21153.7-75. Породы горные. Метод определения скоростей распространения упругих продольных и поперечных волн. – М., 1975.

  Использование соляно-кислотной обработки насчитывает уже вековую историю. Впервые кислоту для воздействия на пласт применила компания «Огайо Ойл» в 1895 г., а патент на кислотную обработку известняка был получен компанией «Стандарт Ойл». Однако при значительном увеличении объемов добычи выяснилось, что кислотные растворы вызывают очень сильную коррозию скважинного оборудования, поэтому метод соляно-кислотной обработки не применяли на протяжении 30 лет. Открытие Джона Гриба из компании «Дау Кемикл» в 1931 г. – замедление воздействия соляной кислоты на металл мышьяком – позволило вновь вернуться к данному методу, и уже спустя три года компания «Халлибуртон Ойл Велл Сементинг» начала практиковать кислотную обработку в промышленных масштабах.
  Как показал анализ промыслового материала, существует множество технологий с применением модифицированных кислот, предназначенных для кислотной обработки, 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 %.
  Исследована степень актуальности проблем, связанных с кислотной обработкой призабойной зоны пласта, и тенденции ее развития. Анализ патентной информации по Международной патентной классификации за 17 лет (с 1997 по 2013 г. включительно) для российских патентов и за 15 лет (с 1999 по 2013 г. включительно) – для американских показал стабильную активность российских организаций, в то время как зарубежные организации проявляют в этом отношении значительный рост интересов и достижений.
  Зарубежные специалисты исследуют в основном моделирование кислотной обработки, в то время как российские больше склоняются в сторону сервисного сопровождения кислотного воздействия. Выявлено отсутствие методик расчета рисков выпадения тяжелых компонентов нефти при проведении кислотной обработки в зависимости от геолого-физических условий объекта воздействия.
  Ключевые слова: кислотная обработка, обработка призабойной зоны, кислотные обработки, карбонатный коллектор, виды кислотной обработки, технологии, простая кислотная обработка, термокислотная обработка, методики проведения.

Андреев Константин Владимирович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Konstantin.V.Andreev@lukoil.com
Россия, 614015, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

1. Тенденции в обработке матрицы / К. Кроуи, Ж. Масмонтейл, Э. Тоубул, Т. Рон // Нефтяное обозрение. ‒ 1996. – № 10. – С. 20‒37. 
2. Грей Ф. Добыча нефти / пер. с англ. З.П. Свитанько. – М.: Олимп-Бизнес, 2001. – 416 с. 
3. Fransh H. Increasing the Flow of Oil Wells. – US 556669. – 1896. 
4. Rae Ph., di Lullo G. Matrix Acid Stimulation // SPE European Formation Damage Conference. – The Hague, The Netherlands, 13‒14 May, 2003. Paper SPE 82260. – 2003. DOI: 10.2118/82260-MS
5. 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. Патент № 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. Патент № 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. Патент № 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. Патент № 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. Патент № 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. Патент № 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., Пташко О.А., Харисов Р.Я. Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн. – Уфа : АН РБ, Гилем, 2010. – 388 с. 
13. 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., Kontarev R., Robertson B. Optimizing Matrix Acid Treatments in a Multilayered Reservoir in Russia by Applying Different Diversion Techniques // SPE 94485. ‒ 2005. ‒ May, 27. DOI: 10.2118/94485-MS
15. Исследования кислотного воздействия с применением потокоотклонителей на карбонатные коллекторы месторождения им. Р. Требса / С.А. Вахрушев, А.Е. Фоломеев, Ю.А. Котенев, Р.М. Набиуллин // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 4. – С. 112–117. 
16. Emulsified Acid Enhances Well Production in HighTemperature Carbonate Formations / R.C. Navarrete, B.A. Holms, S.B. McConnell, D.E. Linton // SPE 50612. ‒ 1998. ‒ October, 20–22. DOI: 10.2118/50612-MS
17. 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. DOI: 10.2118/71693-MS
18. Saxon A., Chariag B., Reda Abdel Rahman M. An Effective Matrix Diversion Technique for Carbonate Formations // SPE 37734. ‒ 1997. ‒ March, 15‒18. DOI: 10.2118/37734-MS
19. Kalfayan L.J., Martin A.N. The Art and Practice of Acid Placement and Diversion: History, Present State, and Future // SPE 124141. ‒ 2009. DOI: 10.2118/124141-MS
20. Gdanski R. Recent Advances in Carbonate Stimulation // IPTC 10693. ‒ 2005. ‒ November, 21‒23. DOI: 10.2523/IPTC-10693-MS
21. Williams B.B., Gidley J.L., Schechter R.S. Acidizing Fundamentals // Soc. Petrol. Eng. of AIME. ‒ New York, Dallas, 1979. ‒ Ch. 10. 
22. Economides M.J., Nolte K.G. Acid Fracture Propagation and Production, in Reservoir Stimulation. ‒ Prentice Hall, Englewood Cliffs, NJ, 1989. ‒ Ch. 18. 
23. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. ‒ 3 Ed. ‒ John Willey & Sons, Ltd, New York, 2000. 
24. Экономидес М., Нолте К. Повышение продуктивности нефтегазовых коллекторов: в 2 т. – 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., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике: пер. с англ. А. Корнилов, И. Вафин; ОАО «НК «Роснефть». ‒ М.: Ин-т компьютерных исследований, 2007. – 236 с. 
27. 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. DOI: 10.2118/102475-MS
28. Патент № 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., di Lullo G. Chemically-Enhanced Drilling With Coiled Tubing in Carbonate Reservoirs // SPE 67830. DOI: 10.2118/67830-MS
30. Portman L., Rae Ph., Munir A. Full-Scale Tests Prove it Practical to «Drill» Holes with Coiled Tubing Using Only Acid; No Motors, No Bits // SPE 74824. ‒ 2002. DOI: 10.2118/74824-MS
31. 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. DOI: 10.2118/135604-MS
32. Moss P., Portman Rae L., di Lullo G. Nature Had It Right After All! Constructing a “Plant Root” – Like Drainage System with Multiple Branches and Uninhibited Communication with Pores and Natural Fractures // SPE 103333. ‒ 2006. DOI: 10.2118/103333-MS
33. 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. DOI: 10.2118/113855-MS
34. 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. DOI: 10.2118/107084-MS
35. Akhkubekov A.E., Vasilyev V.N. Acid Tunneling Technology: Application Potential in Timan-Pechora Carbonates // SPE 135989. ‒ 2010. DOI: 10.2118/135989-MS
36. Strasburg J., Clark J. Acid Tunneling Stimulation in Oklahoma Limestone Using Coiled Tubing // SPE 120772. ‒ 2009. DOI: 10.2118/120772-MS
37. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. – М.: Недра, 1970. – 312 с. 
38. Fredrickson S.E. Stimulating Carbonate Formations Using a Closed Fracture Acidizing Technique // SPE 14654. ‒ 1986. DOI: 10.2118/14654-MS
39. Патент № 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. Патент № 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., Hunt J.L., Daneshi T. Well-Test Analysis Following a Closed-Fracture Acidizing Treatment // SPE 17972. ‒ 1990. DOI: 10.2118/17972-PA
42. 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. DOI: 10.2118/24855-MS
43. Paccaloni G., Tambini M. Advances in Matrix Stimulation Technology // JPT. ‒ 1993. ‒ № 43 (3). ‒ P. 256‒263. DOI: 10.2118/20623-PA
44. Bhalla K. Coiled Tubing Extended Reach Technology // SPE 30404. ‒ 1995. DOI: 10.2118/30404-MS
45. 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. DOI: 10.2118/90385-MS
46. 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. DOI: 10.2118/94044-MS
47. Glasbergen G., Buijse M. Improved Acid Diversion Design Using a Placement Simulator // SPE 102412-MS. ‒ 2006. DOI: 10.2118/102412-MS
48. Nasr-El-Din H.A., Taylor K.C., Al-Hajji H.H. Propagation of Cross-Linkers Used in In-Situ Gelled Acids in Carbonate Reservoirs // SPE 75257. ‒ 2002. DOI: 10.2118/75257-MS
49. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. – М.: Недра, 1966. – 219 с. 
50. Сучков Б.М. Соляно-кислотные обработки скважин в динамическом режиме // Нефтяное хозяйство. ‒ 1987. ‒ № 6. ‒ C. 52‒56. 
51. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. ‒ М.: Недра, 1983. – 312 с. 
52. Арбузов В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – Томск : Изд-во ТПУ, 2011. ‒ Ч. 1. – 200 с. 
53. Magee J., Buijse M.A., Pongratz R. Method for Effective Fluid Diversion When Performing a Matrix Acid Stimulation in Carbonate Formation // SPE 37736. ‒ 1997. ‒ March, 17‒20. DOI: 10.2118/37736-MS
54. 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. DOI: 10.2118/80225-MS
55. 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. DOI: 10.2118/84392-MS
56. 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. DOI: 10.2118/138434-MS
57. 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. DOI: 10.2118/80897-MS
58. Pournik M., Mahmoud M., Nasr-El-Din H.A. A Novel Application of Closed-Fracture Acidizing // SPE 124874. ‒ 2011. DOI: 10.2118/124874-MS
59. Reese J.L., Britt L.K., Jones J.R. Selecting Economic Refracturing Candidates // SPE 28490. ‒ 1994. DOI: 10.2118/28490-MS
60. Parrot D.I., Long M.G. A Case History of Massive Hydraulic Refracturing in the Tight Muddy «J» Formation // SPE 7936. ‒ 1979. DOI: 10.2118/7936-MS
61. Вадецкий Ю.В., Обморышев К.М., Окунь Б.И. Испытание трещинных коллекторов в процессе бурения. – М.: Недра, 1976. ‒ 157 с. 
62. 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. DOI: 10.2118/133497-MS
63. 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. DOI: 10.2118/132286-MS
64. Hoefner M.L., Fogler H.S. Pore Evolution and Channel Formation during Flow and Reaction in Porous Media // AIChE J. ‒ 1988. ‒ Vol. 34, № 1. ‒ P. 45‒54. DOI: 10.1002/aic.690340107
65. Kalfayan L. Production Enhancement with Acid Stimulation. – 2 ed. ‒ Tulsa Oklahoma: PennWell Corporation, 2008. ‒ 270 p. 
66. Fredd C.N., Fogler H.S. The Influence of Chelating Agents on the Kinetics of Calcite Dissolution // J. Colloid Interface Sci. ‒ 1998. ‒ August. ‒ № 204 (1). ‒ P. 187‒197. DOI: 10.1006/jcis.1998.5535
67. Fredd C.N., Fogler H.S. The Kinetics of Calcite Dissolution in Acetic Acid Solutions // Chem. Eng. Sci. ‒ 1998. ‒ October. ‒ № 53 (22). ‒ P. 3863‒3874. DOI: 10.1016/S0009-2509(98)00192-4
68. Fredd C.N., Fogler H.S. Alternative Stimulation Fluids and Their Impact on Carbonate Acidizing // SPE J. ‒ 1998. ‒ № 813 (1). ‒ P. 34. DOI: 10.2118/31074-MS
69. Abu-Syed I.S., Shuchart C.E., Gong M. Well Stimulation for Thick Carbonate Reservoirs // IPTC 10647. ‒ 2005. DOI: 10.2523/IPTC-10647-MS
70. 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. DOI: 10.2118/89418-PA

  Представлены результаты исследований температурных условий образования органических (асфальтосмолопарафиновых) отложений в продуктивном пласте при скважинной добыче парафинистой нефти, в том числе результаты экспериментальных исследований по оценке температуры насыщения нефти парафином в поровом пространстве пород-коллекторов. Исследования проведены с целью обоснования и разработки технологии предотвращения таких отложений в системе «пласт – скважина». Результаты фильтрационных и реологических исследований показали, что для одной и той же нефти температура насыщения парафином в поровом пространстве породы-коллектора может превышать величину этого параметра в свободном объеме. Установлено, что для исследованных растворов (моделей высокопарафинистых нефтей) фазовый переход парафина из жидкого в твердое состояние, то есть образование кристаллов парафина в поровом пространстве, происходит при температуре на 3–4 °С выше, чем в свободном объеме. Результаты томографических исследований кернового материала, выполненных до и после фильтрации через него парафинсодержащего раствора при снижении температуры, показали, что открытая пористость образцов горной породы уменьшается в среднем в четыре раза из-за кольматации их порового пространства парафином. На основе результатов фильтрационного эксперимента и компьютерной томографии создана цифровая модель керна, которая позволяет моделировать течение флюида в поровом пространстве горной породы до и после формирования в нем парафиновых отложений. Результаты расчетов динамики изменения теплового поля вокруг нагнетательной скважины подтвердили вероятность охлаждения призабойной зоны скважины до температуры, равной температуре начала кристаллизации парафина, а также вероятность продвижения фронта холодной воды до соседних добывающих скважин, что способно вызвать значительное снижение продуктивности последних из-за образования парафиновых отложений в поровом пространстве пород-коллекторов. Результаты исследований рекомендуется учитывать при разработке нефтяных месторождений в условиях возможного образования органических (асфальтосмолопарафиновых) отложений в продуктивном пласте. Это позволит более надежно прогнозировать и эффективно предотвращать их образование в системе «пласт – скважина».
  Ключевые слова: органические отложения, компьютерная томография, температура насыщения нефти парафином, фильтрационные исследования, фазовые переходы в пласте, кольматация порового пространства, термобарические условия образования отложений.

Сандыга Михаил Сергеевич
Санкт-Петербургский горный университет
sandygamikhail@mail.ru
Россия, 199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

Стручков Иван Алексанрович
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
iastruchkov@tnnc.rosneft.ru
Россия, 625000, г. Тюмень, ул. Осипенко, 79/1

Рогачев Михаил Константинович
Санкт-Петербургский горный университет
rogatchev@mail.ru
Россия, 199106, г. Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2

1. Ultrasonic Detection and analysis of wax appearance temperature of kingfisher live oil / H. Chen, S. Yang, X. Nie, X. Zhang, W. Huang, Z. Wang, W. Hu // Energy & Fuels. – 2014. – Vol. 28 (4). – P. 2422–2428. DOI: 10.1021/ef500036u
2. Elsharkawy A.M., Al-Sahhaf T.A., Fahim M.A. Wax deposition from Middle East crudes // Fuel. – 2000. – Vol. 79 (9). – P. 1047–1055. DOI: 10.1016/S0016-2361(99)00235-5
3. Huang Z., Zheng S., Fogler H.S. Wax Deposition: Experimental Characterizations, Theoretical Modeling, and Field Practices. – CRC Press, Boca Raton, 2016. – 184 с.
4. Measurement of the wax appearance temperature of waxy oil under the reservoir condition with ultrasonic method / B. Jiang, Q.I.U. Ling, L.I. Xue, Y.A.N.G. Shenglai, L.I. Ke, C.H.E.N. Han // Petroleum Exploration and Development. – 2014. – Vol. 41 (4). – P. 509–512. DOI: 10.1016/S1876-3804(14)60059-8
5. Jiang Z., Hutchinson J.M., Imrie C.T. Measurement of the wax appearance temperatures of crude oils by temperature modulated differential scanning calorimetry // Fuel. – 2001. – Vol. 80 (3). – P. 367–371. DOI: 10.1016/S0016-2361(00)00092-2
6. Paso K., Kallevik H., Sjoblom J. Measurement of wax appearance temperature using near-infrared (NIR) scattering // Energy & Fuels. – 2009. – Vol. 23 (10). – P. 4988–4994. DOI: 10.1021/EF900173B
7. Злобин А.А., Юшков И.Р. Исследование методом ЯМР нефтяных парафинов в поровом пространстве пород-коллекторов // Вестник Пермского университета. Геология. – 2013. – № 1 (18). – С. 81–90. 
8. Злобин А.А. Анализ фазовых переходов парафинов в поровом пространстве пород-коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 47–56. 
9. Mezzomo R.F., Rabinovitz A. Reservoir Paraffin Precipitation: The Oil Recovery Challenge in Dom João Field // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2001. – Vol. 40 (6). – P. 46–53. DOI: 10.2118/01-06-04
10. Мингареев Р.Ш., Вахитов Г.Г., Султанов С.А. Влияние закачки холодной воды на процесс разработки и нефтеотдачу пластов Ромашкинского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 1968. – № 11. – С. 26–30.
11. Муслимов Р.Х., Грайфер В.И., Базив В.Ф. Состояние изученности температурного режима Ромашкинского месторождения и влияние закачки холодной воды на процесс разработки и нефтеотдачу пластов // Нефтяное хозяйство. – 1968. – № 11. – С. 31–35.
12. A Thermochemical Process for Wax Damage Removal / N.O. Rocha, C.N. Khalil, L.C.F. Leite, R.M. Bastos // SPE annual technical conference and exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2003. DOI: 10.2118/80266-MS
13. Исследование возможности осаждения асфальтосмолопарафиновых веществ в стволе скважины и призабойной зоне пласта при снижении забойного давления / Т.Н. Юсупова, Е.Е. Барская, Ю.М. Ганеева, Г.В. Романов, И.И. Амирханов, Р.С. Хисамов // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 1. – С. 39–41.
14. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2006. – 295 с.
15. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З., Кобяков Н.И. Опыт восстановления и регулирования производительности добывающих и нагнетательных скважин. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – 50 с.
16. Глущенко В.Н., Силин М.А. Призабойная зона пласта и техногенные факторы ее состояния. – М.: Интеоконтракт, 2010. – 650 с.
17. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. Осложнения в нефтедобыче: монография. – Уфа: ООО Изд-во науч.-техн. лит., 2003. – 302 с.
18. Thermo-gas-generating systems and methods for oil and gas well stimulation / V. Zavolzhski, V. Burko, A. Idiatulin, B. Basyuk, V. Sosnin, T. Demina, V. Ilyun, V. Kashaev, F. Sadriev // U.S. Patent Application. – 2014. – № 14/090. – P. 928. 
19. Физическое моделирование процессов кольматации призабойной зоны скважин Среднеботуобинского месторождения. Часть 2: Моделирование кольматации порового пространства пласта компонентами нефти / Г.К. Борисов, Э.Р. Ишмияров, М.Е. Политов, И.Г. Барбаев, А.А. Никифоров, Е.Н. Иванов, А.И. Волошин, Е.Ф. Смолянец // Нефтепромысловое дело. – 2018. – №12/2018. – С. 64–67. DOI: 10.30713/0207-2351-2018-12-64-67
20. Сандыга М.С., Рогачев М.К. Исследование условий образования органических отложений в поровом пространстве пород-коллекторов // Neftegaz.ru. – 2019. – №7. – С. 86–89.
21. Sandyga M.S., Struchkov I.A., Rogachev M.K. Formation damage induced by wax deposition: laboratory investigations and modeling // J. Petrol. Explor. Prod. Technol. – 2020. – June 2020. – Р. 2541–2558. DOI: 10.1007/s13202-020-00924-2
22. Newberry M.E., Barker K.M. Formation Damage Prevention Through the Control of Paraffin and Asphaltene Deposition // SPE annual technical conference and exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 1985. DOI: 10.2118/13796-MS
23. Orodu O.D., Tang Z. The Performance of a High Paraffin Reservoir Under Non-isothermal Waterflooding // Petroleum Science and Technology. – 2014. – Vol. 32 (3). – P. 324–334. DOI: 10.1080/10916466.2011.565295
24. Khalil C.N., Rocha N.O., Silva E.B. Detection of formation damage associated to paraffin in reservoirs of the Reconcavo Baiano, Brazil // International Symposium on Oilfield Chemistry. – Society of Petroleum Engineers, 1997. DOI: 10.2118/37238-MS
25. Тронов В.П., Гуськова А.И., Мельников Г.М. Об условиях формирования АСПО на поздней стадии разработки // Проблемы нефтегазового комплекса России. Горное дело: тезисы докладов международной научно-технической конференции. – Уфа, 1998. – С. 106– 108.
26. Тронов В.П., Гуськова И.А. Механизм формирования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. – 1999. – № 4. – С. 24–25.
27. Ибрагимов Н.Г. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2005. – 316 с.
28. Flash point and chemical composition of aviation kerosene (Jet A) / J.E. Shepherd, C.D. Nuyt, J.J. Lee, J.E. Woodrow // Graduate Aeronautical Laboratories California Institute of Technology Pasadena. Explosion Dynamics Laboratory Report. – 2000. – FM99-4.
29. Experimental investigation of asphaltene deposition mechanism during oil flow in core samples / N.I. Papadimitriou, G.E. Romanos, G.C. Charalambopoulou, M.E. Kainourgiakis, F.K. Katsaros, A.K. Stubos // Journal of petroleum science and engineering. – 2007. – Vol. 57(3). – P. 281–293. DOI: 10.1016/j.petrol.2006.10.007
30. Shedid S.A., Zekri A.Y. Formation damage caused by simultaneous sulfur and asphaltene deposition // SPE Production and Operations. – 2006. – Vol. 21(01). – P. 58–64. DOI: 10.2118/86553-PA
31. Barends F.B.J. Complete solution for transient heat transport in porous media, following Lauwerier’s concept // In SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – Florence, 2010. – September. DOI: 10.2118/134670-MS
32. Weingarten J.S., Euchner, J.A. Methods for Predicting Wax Precipitation and Deposition // SPERE. – 1988. – Vol. 02 (1988). – Р. 121–132. DOI: 10.2118/15654-PA
33. Struchkov I.A., Rogachev M.K. Wax precipitation in multicomponent hydrocarbon system // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2017. – Vol. 7 (2). – P. 543–553. DOI: 10.1007/s13202-016-0276-0
34. Struchkov I.A., Rogachev M.K. The challenges of waxy oil production in a Russian oil field and laboratory investigations // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 163. – P. 91–99. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.12.082
35. Van't Hoff J.H. Louis de l'équilibre chimique dans l'état dilué, gazeux ou dissous // PA Norstedt et Söner. Arch. Neerl. Sci. Exact. Natur. – 1886. – Vol. 20 (1886). – Р. 239–302. DOI: 10.1002/recl.18850041207
36. Interaction of paraffin wax gels with random crystalline/amorphous hydrocarbon copolymers / H.S. Ashbaugh [et al.] // Macromolecules. – 2002. – Vol. 35, № 18. – P. 7044–7053. DOI: 10.1021/ma0204047
37. Paraffin polydispersity facilitates mechanical gelation / K. Paso [et al.] // Industrial and engineering chemistry research. – 2005. – Vol. 44, № 18. – P. 7242–7254. DOI: 10.1021/ie050325u
38. Gruesbeck C., Collins R.E. Entrainment and Deposition of Fine Particles in Porous Media // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1982. – Vol. 22 (06). – P. 847–856. DOI: 10.2118/8430-PA
39. Wax precipitation from North Sea crude oils. 2. Solid-phase content as function of temperature determined by pulsed NMR / W. Batsberg Pedersen, A. Baltzer Hansen, E. Larsen, A.B. Nielsen, H.P. Roenningsen // Energy & Fuels. – 1991. – Vol. 5 (6). – P. 908–913. DOI: 10.1021/ef00030a020
40. Yang X., Kilpatrick P. Asphaltenes and waxes do not interact synergistically and coprecipitate in solid organic deposits // Energy & Fuels. – 2005. – Vol. 19 (4). – Р. 1360–1375. DOI: 10.1021/ef050022c
41. Callister W.D., Rethwisch D.G. Materials science and engineering. – NY: John Wiley and Sons. – Vol. 5.
42. Ferris S.W., Cowles Jr H.C., Henderson L.M. Composition and Crystal Form of the Petroleum Waxes // Industrial & Engineering Chemistry. – 1931. – Vol. 23 (6). – P. 681–688. DOI: 10.1021/ie50258a021
43. Lauwerier H.A. The transport of heat into an oil layer caused by the injection of hot fluid. // J. Appl. Sc. Res. – 1955. – Vol. A5 (2–3). – P.145–150. DOI: 10.1007/BF03184614
44. Karan K., Ratulowski J., German P. Measurement of waxy crude properties using novel laboratory techniques // SPE annual technical conference and exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2000. DOI: 10.2118/62945-MS
45. Maloney D. Effects of paraffin wax precipitation during cold water injection in a fractured carbonate reservoir // Petrophysics. – 2005. – Vol. 46 (05).
46. Sharma B.K. Engineering chemistry. – Meerut: Krishna Prakasan Media (P) Ltd. – 2001. – Vol. 5.

  Представлен анализ образования асфальтеносмолопарафиновых отложений, рассматриваются критерии отнесения скважин к подгруппам вида осложнений и предложена классификация осложнения при добыче нефти. Нефть представляет собой сложную и разнообразную смесь различных углеводородов, как легких, так и тяжелых, находящихся в термодинамическом равновесии в пластовых условиях. На некоторых месторождениях добыча нефти не сопровождается образованием асфальтеносмолопарафиновых отложений на глубинно-насосном оборудовании скважин, тогда как на остальных осложнена ими.
  Рассмотрены методы предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений и методы борьбы с ними, представлена проделанная исследовательская работа по обоснованию применения химических реагентов для предотвращения образования осложнения в нефтедобывающих скважинах, определены минимальные мероприятия для подгрупп предложенной классификации осложненного асфальтеносмолопарафиновыми отложениями фонда. Кратко приведены методики определения эффективности действия ингибиторов асфальтеносмолопарафиновых отложений, разработанные в филиале «ПермНИПИнефть» ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», на основе которых выполнялись исследования. Рассмотрены результаты исследований по подбору реагентов и определению их эффективности для осложненного асфальтеносмолопарафиновыми отложениями добывающего фонда скважин. Выявлено, что на протяжении работы скважин там, где меняются физико-химические свойства, эффективность ингибитора значительно снижается и не достигает критерия эффективности в 75 %. Так, в процессе добычи нефти необходимо периодически, не реже одного раза в три года, проверять эффективность подобранных реагентов, а также анализировать изменения таких параметров работы обрабатываемого объекта, как: изменение физико-химических свойств флюида; проведение геолого-технических мероприятий на скважине; значительное увеличение, уменьшение дебита; приобщение или изоляция пропластков, эксплуатационных объектов; изменения пластового, забойного давления в процессе эксплуатации.
  Предложены подходы по скважинам: там, где в результате исследований не достигнут критерий эффективности химических реагентов, необходимо подбирать другие методы борьбы с осложнением.
  Ключевые слова: скважина, добыча нефти, асфальтеносмолопарафиновые отложения, осложненный фонд, асфальтены, церезины, смолы, парафин, методы борьбы с АСПО, предотвращение АСПО, реагенты, ингибиторы, растворители, исследования, оценка эффективности.

Митрошин Александр Валентинович
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми
Aleksandr.Mitroshin@pnn.lukoil.com
Россия, 614015, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

1. Методика формирования осложненного фонда скважин / введена приказом ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» № а-34 от 21.01.2016. – Пермь, 2016.
2. Методические указания по выбору технологий и технических средств для предупреждения образования АСПО в добывающих скважинах / введены приказом ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» № а-770 от 21.12.2016. – Пермь, 2016.
3. Технологический регламент по работе с гидратопарафинообразующим фондом скважин и проведения обработок скважин теплоносителем / утвержден Первым заместителем генерального директора-главным инженером ТПП «Урайнефтегаз» О.Г. Зацепиным 16.12.2010.
4. Технологический регламент по проведению работ на осложненном солеотложениями фонде скважин ТПП «Урайнефтегаз» / введен приказом ТПП «Урайнефтегаз» № 333 от 20.10.2011. – Урай, 2011.
5. Регламент формирования движения гидратопарафинообразующего фонда скважин / утвержден первым заместителем генерального директора-главным инженером ТПП «Когалымнефтегаз» М.А. Салиховым 02.03.2007. – Когалым, 2007.
6. Регламент по проведению работ на осложненном солеотложениями и коррозией фонде скважин / утвержден первым заместителем генерального директора-главным инженером ТПП «Лангепаснефтегаз» Н.А. Насибуллиным 18.05.2010. – Лангепас, 2010.
7. Критерии отнесения скважин к осложненному фонду / утверждены первым заместителем генерального директора ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» Р.П. Пивоваром 22.07.2015.
8. Положение о ведении технологической работы в цехах добычи нефти и газа в ПАО «Татнефть». Раздел 10. Работа с осложненным фондом скважин.
9. Технический стандарт ТНК-ВР по подбору УЭЦН к скважине с учетом осложняющих факторов / утвержден управляющим директором по производству и технологиям ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» Т. Саммерсом 10.04.2009. – М., 2009.
10. Приложение 5 к положению компании «Требования по классификации причин отказов и порядок расследования отказов внутрискважинного оборудования механизированного фонда скважин». Классификация факторов, осложняющих эксплуатацию скважин и отнесение скважин к определенной категории / ПАО «НК «Роснефть». – М., 2018.
11. Методические указания по подбору и расчету потребности установок электроцентробежных насосов / утверждены и.о. начальника Департамента добычи нефти и газа ПАО «Газпром нефть» Н.М. Павлечко 06.04.2018; ПАО «Газпром нефть». – М., 2018.
12. ГОСТ 9.908-85 ЕСЗКС. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости. – М., 1985.
13. ГОСТ 9.502-82 ЕСЗКС. Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Методы коррозионных испытаний. – М., 1982.
14. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. – 653 с.
15. Методическим рекомендациям по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов / утв. распоряжением Министерства природы России № 3-р от 01.02.2016. – М., 2016.
16. Салимов А.А. Анализ эффективности методов борьбы с парафиноотложениями на скважинах Ванкорского месторождения // Сибирский федеральный университет // Молодая нефть: сб. статей Всерос. молодежной науч.-техн. конф. нефтегазовой отрасли. – 2015. – С. 123–128.
17. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 268–284.
18. Горбаченко В.С., Демяненко Н.А. Рассмотрение процесса образования и исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений // Вестник Гомельского государственного технического университета имени П.О. Сухого. – 2016. – № 3. – С. 17–23.
19. Сравнение технологий ЭЦН для работы с большим содержанием газа в насосе на основе промысловых испытаний / В.Г. Бедрин, М.М. Хасанов, Р.А. Хабибуллин, В.А. Краснов, А.А. Пашали, К.В. Литвиненко, В.А. Еличев, М. Прадо // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. – Moscow, Russia, October 2008. Paper Number: SPE-117414-MS. DOI: 10.2118/117414-MS
20. Шайхутдинов И.К. Расчет забойного давления и давления на приеме погружного насоса // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 11. – С. 82–85.
21. Колесова С.Б., Насыров А.М., Полозов М.Б. Снижение влияния свободного газа на работу насосного оборудования // Экспозиция нефть и газ. – 2018. – № 6 (66). – С. 48–51. 
22. Власов В.В., Ишмурзин А.А. Эффективность применения стандартного штангового насоса в процессах откачки многокомпонентной жидкости // Нефтегазовое дело. – 2003. – № 2. – С. 1–7.
23. Галикеев И.А., Насыров В.А., Насыров А.М. Эксплуатация месторождений нефти в осложненных условиях. – Ижевск: Парацельс Принт, 2015. – 354 с.
24. Оборудование для добычи нефти с высоким содержанием свободного газа и опыт его эксплуатации / Ш.Р. Агеев, А.М. Джалаев, А.В. Берман, А.Г. Кан, М.Л. Осипов, А.Н. Дроздов, В.Н. Маслов, М.О. Перельман, Ф.Ф. Хафизов // Society of Petroleum Engineers – Gulf Coast Section Electric Submersible Pump Workshop held in Houston. – Texas, 2005.
25. Бахтизин Р.Н., Смольников Р.Н. Особенности добычи нефти с высоким содержанием механических примесей // Нефтегазовое дело. – 2012. – № 5. – С. 159–169.
26. Анализ реологических свойств высоковязких нефтяных эмульсий и построение номограмм, в зависимости от обводненности по температурам, выявление причин образования стойких нефтяных эмульсий по скважинам опорного фонда: отчет о проделанной работе / Филиал «ПечорНИПИнефть» в г. Ухта.
27. Инструкция по предупреждению и борьбе с гидратообразованием в скважинах и промысловых коммуникациях на месторождениях крайнего севера / Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов (ВНИИГАЗ).
28. Регламент по эксплуатации скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» / введен приказом № 243 от 20.05.2011.
29. Технологический регламент на проведение пароциклических обработок скважин пермокарбоновой залежи Усинского месторождения / введен 14.04.2016.
30. Авт. св-во 1804615. Российская Федерация, кл. G01N 24/08, Способ определения эффективности действия ингибитора парафиноотложения в нефти./ Тульбович Б.И. [и др.]; заявитель и патентообладатель ПермНИПИнефть. – № 4906526, заявл. 31.01.1991; опубл. 23.03.1993. Бюл. 11.
31. Патент 2238546, Российская Федерация, кл. G01N 24/08. Способ определения эффективности действия ингибитора парафиноотложения в нефти / Злобин А.А..; заявитель и патентообладатель ООО «ПермНИПИнефть». – № 2003108544/28, заявл 27.03.2003 опубл. 20.10.2004. Бюл. № 29.
32. Патент 2186202, Российская Федерация, кл. E21B 37/06. Способ подбора потенциально эффективных реагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений / Саяхов Ф.Л., и др.; заявитель и патентообладатель Башкирский государственный университет, ОАО "Архангельскгеолдобыча". – № 2001117958/03, заявл. 27.06.2001; опубл. 27.07.2002. Бюл. № 21.
33. Патент 2672586, Российская Федерация, кл. C10G 75/00, Способ оценки эффективности ингибитора асфальтена / ФУШАРД Дэвид Марк Дэниел (US), и др.; заявитель и патентообладатель ЭКОЛАБ ЮЭсЭй ИНК. (US). – № 2015144275, заявл. 05.03.2014; опубл. 16.11.2018. Бюл. № 32 .
34. Комплексные ингибиторы для удаления асфальто-смолистых и парафиновых отложений / А.Ф. Фарлеева, М.Н. Гараськина, Г.М. Сидоров, Е.В. Грохотова, Р.Р. Габдулхаков // Фундаментальные исследования. – 2017. – № 4. – С. 297–304.
35. Оценка эффективности композиционного реагента для ингибирования асфальто-смоло-парафиновых отложений и снижения вязкости нефтяных эмульсий Ульяновской области / Д.Р. Нигмадзянова, О.Ю. Сладовская, О.В. Угрюмов, Н.В. Насиленко // Вестник технологического университета. – 2018. – Т. 21, № 6. – С. 59–63.
36. Егоров А.В., Николаев В.Ф., Султанова Р.Б. Упрощенный метод «Холодного стержня» для оценки ингибирующего действия реагентов, применяемых при профилактике и удалении парафиноотложений с металлических поверхностей при добыче и транспорте нефти // Проблемы нефтедобычи, нефтехимии, нефтепереработки и применения нефтепродуктов // Вестник Казанского технологического университета. –2012. – Т.15, № 8. – С. 295–299.
37. Верховых А.А., Елпидинский А.А. Оценка эффективности физического метода по извлечению высокомолекулярных компонентов нефти // Вестник технологического университета. – 2015. – Т.18, № 19. – С. 74–76.
38. Бешагина Е.В., Попок Е.В. Выбор многофункциональных композиций для предотвращения накопления асфальтосмолистых отложений // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 2. – С. 1607–1610.
39. Глущенко В.Н., Шипигузов Л.М., Юрпалов И.А. Оценка эффективности ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 5. – С. 84–87.
40. Ингибитор парафиноотложения комплексного действия для нефтяных эмульсий и парафинистых нефтей / А.В. Егоров [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2013. – № 2. – С. 334–348.
41. Учет особенностей образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / М.Ш. Каюмов, В.П. Тронов, И.А. Гуськов, А.А. Липаев // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 3. – С. 48–49.
42. Евдокимов И.Н., Лосев А.П., Могильниченко М.А. Влияние содержания парафинов на дисперсное строение углеводородных флюидов при пониженных температурах // Бурение и нефть. – 2018. – № 9. – С. 20–22.
43. Ибрагимов Н.Г. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана. – М.: Недра-Бизнес-центр, 2005. – 316 с.
44. Злобин А.А., Юшков И.Р. К вопросу о механизме действия ингибиторов для защиты от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) // Вестник Пермского университета. Геология. – 2011. – Вып. 3 (12). – С. 78–83.
45. Глущенко В.Н., Силин М.А., Герин Ю.Г. Нефтепромысловая химия. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. – М.: Интерконтакт Наука, 2009. – Т. 5. – 475 с.