مروری بر چالش‌ها و راه‌کارهای اسیدکاری ماتریسی با تمرکز بر تشکیل نامطلوب امولسیون و لجن در مخازن

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

بخش مهندسی شیمی، دانشکده مهندسی شیمی نفت و گاز، دانشگاه شیراز، شیراز، ایران

10.22078/pr.2024.5512.3451

چکیده

انگیزش مخزن با تزریق اسید به ناحیه نزدیک دهانه چاه برای حذف گرفتگی‌ها از محیط متخلخل و احیای توان تولید مخزن به‌کار گرفته می‌شود. با این حال، طراحی و اجرای ناصحیح آن منجربه آسیب‌های سازندی متعددی می‌گردد و حتی از دست رفتن کامل تولید چاه محتمل است. علی‌رغم اهمیت بالای این موضوع، مطالعات کافی پیرامون آسیب‌های سازندی ناشی از اسید نظیر تشکیل امولسیون پایدار اسید-نفت و لجن انجام نشده است و جنبه‌های مختلف آن با ابهاماتی همراه است. از این‌رو، با توجه به نیاز برخی از میادین نفتی ایران به اسیدکاری، ضرورت مرور پیشینه و منابع این موضوع بیش از پیش احساس می‌شود. در این پژوهش، مطالعه جامعی شامل شرح فرآیند اسیدکاری، عوامل مؤثر بر آن و بررسی راه‌کارهای پیشنهادی همراه با چالش‌های هر یک پرداخته شده است. بررسی منابع نشان می‌دهد که پدیده تشکیل لجن بیش از امولسیون پایدار اسید-نفت مورد توجه بوده است. به‌علاوه، عمده مطالعات حوزه امولسیون به امولسیون‌های آب-نفت مربوط بوده است که علی‌رغم مشترک بودن دانش آن، تفاوت‌های بسیاری با امولسیون اسید-نفت به‌دلیل برهم‌کنش‌های پیچیده و عوامل مختلف اثرگذار دارد. به‌همین دلیل، آزمایش‌های سازگاری اسید-نفت بسیار حائز اهمیت هستند و اگر به‌درستی طراحی و اجرا شوند، می‌توانند در انجام مؤثرتر عملیات اسیدکاری میادین نفتی یاری دهنده باشند. رویکرد افزایه محور به‌عنوان رایج‌ترین راه‌کار، از یک‌سو هزینه قابل‌توجهی را در پی دارد و از طرف دیگر، ناسازگاری افزایه‌ها با اسید، نفت یا سنگ مخزن می‌تواند بازدهی عملیات را تحت‌تأثیر قرار دهد. توجه به خصوصیات نفت اهمیت ویژه‌ای دارد به‌گونه‌ای که شرایط بهینه اسیدکاری در یک بخش از سازند حتی برای بخش دیگری از همان سازند می‌تواند نامطلوب باشد. سرانجام، مطالعات تکمیلی به‌ویژه پیرامون روش‌های نوین اسیدکاری، نقش ذرات جامد سازندی، شوری و حضور انواع یون‌ها، فشار و خصوصیات نفت در بازدهی اسیدکاری هم‌چنان مورد نیاز است.

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

A Review on the Matrix Acidizing Challenges and Solutions Focusing on the Unwanted Formation of Emulsion and Sludge in the Reservoirs

نویسندگان [English]

  • Ahmad Abbasi
  • Maysam Mohammadzadeh-Shirazi
  • M. Reza Malayeri
Chemical Engineering Department, School of Chemical and Petroleum & Gas Engineering, Shiraz University, Shiraz, Iran
چکیده [English]

Well stimulation through acid injection to near wellbore region is applied to remove deposits and clogging from porous medium and to recover reservoir productivity. However, improper process design and implementation cause different formation damages, and probably complete loss of well production. Despite its high importance, there are no enough studies on acid-induced formation damages such as formation of stable acid-oil emulsion and sludge with some ambiguities in several aspects. As some Iranian oilfields require acidizing then it is imperative to survey the literature. In this paper, a comprehensive study has been done including acidizing process explanation, its affecting factors, and introducing of the recommended approaches with their challenges. The literature review shows that the phenomenon of acid-induced sludge formation has been considered more than acid-oil emulsion. In addition, most studies on emulsion were related to water-oil systems, which would differ profoundly from acid-oil systems due to their complex interactions although they are common in some features with the same fundamentals. Therefore, acid-oil compatibility experiments are crucial, and if they are designed and performed appropriately, they can lead to a more effective oilfield acidizing process. The use of chemical additives is the most applied approach which may come with considerable cost, but its efficacy would be affected by the incompatibility of the chemical additives with crude oil or formation rock. In this process, careful attention to the properties of crude oil is particularly important so that optimized acidizing conditions in a region of the reservoir may be undesirable in other areas. Finally, further studies are still required, especially on the novel acidizing approaches, the role of indigenous solid particles, salinity, and the presence of different ions, pressure, and crude oil properties in acidizing effectiveness.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Acid Stimulation
  • Emulsion
  • Sludge
  • Crude Oil
  • Formation Damage
  • Chemical Additives
[1]. Garrouch, A. A., Malallah, A. H., & Al-Enizy, M. M. (2006, September). An empirical model for predicting crude sludging potential caused by acidizing. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition? (pp. SPE-102129). SPE. doi.org/10.2118/102129-MS. ##
[2]. عزیزی، ع. و عزیزی، ع. (1400) مروری بر روش‌های اسیدکاری مخازن هیدروکربوری، انواع اسیدهای مورد استفاده دراسیدکاری و پارامترهای مؤثر برآن. ششمین همایش بین‌المللی نفت، گاز، پتروشیمی و HSE. همدان. ##
[3]. Leal-Calderon, F., Schmitt, V., & Bibette J. Emulsion science: basic principles. Springer Science & Business Media; 2007. ##
[4]. Schramm, L. L. (1992). Fundamentals and applications in the petroleum Industry. Adv. Chem, 231, 3-24. ##
[5]. Sjöblom J. Encyclopedic handbook of emulsion technology. CRC Press; 2001. ##
[6]. Chen, G., & Tao, D. (2005). An experimental study of stability of oil–water emulsion. Fuel processing technology, 86(5), 499-508. doi.org/10.1016/j.fuproc.2004.03.010. ##
[7]. Fingas, M. (1996). Water-in-oil emulsion formation: a review of physics and mathematical modelling. Oceanographic Literature Review, 4(43), 416. doi.org/10.1016/1353-2561(95)94483-Z. ##
[8]. Lim, J. S., Wong, S. F., Law, M. C., Samyudia, Y., & Dol, S. S. (2015). A review on the effects of emulsions on flow behaviours and common factors affecting the stability of emulsions. Journal of Applied Sciences, 15(2), 167-172. ##
[9]. Fingas, M., Fieldhouse, B., Bobra, M., & Tennyson, E. (1993). The physics and chemistry of emulsions. Environment Canada and Consultchem, Ottawa, Canada and US Minerals Management Service, Herndon, Virginia. ##
[10].Fingas, M., & Fieldhouse, B. (2003). Studies of the formation process of water-in-oil emulsions. Marine pollution bulletin, 47(9-12), 369-396. doi.org/10.1016/S0025-326X(03)00212-1. ##
[11]. حدادی، م. و مؤمنی میانایی، ا. (1394) عملیات اسیدکاری سازندهای کربناته و مطالعه موردی نتایج اسیدکاری یکی از چاه های نفت واقع در یکی از میادین حوزه نفت مرکزی. چهارمین همایش علمی مخازن هیدروکربوری و صنایع بالادستی علوم و صنایع وابسته. تهران..##
[12]. حسین‌زاده هلاله، ا. و چنگلوایی، ع. (1395). بررسی تأثیر بهینه اسیدکاری ماتریسی در انگیزش مخازن کربناته سازند داریان میدان نفتی اهواز. مهندسی شیمی ایران، 15(84): 101–90. ##
[13]. Coulter, A. W. J., Hendrickson, A. R., & Martinez, S. J. (1987). Acidizing. Petroleum Engineering Handbook. Society of Petroleum Engineers. ##
[14]. Schechter, R. S. (1992). Oil Well Stimulation, Prentice-Hall, Inc. A Simon & Schuster Co., Englewood Cliffs, New Jersey. ##
[15]. بصیر، س. م. و شهبازی، خ. (1396). روش‌های بهینه‌سازی و افزایش بازده اسیدکاری در مخازن هیدروکربنی. اکتشاف و تولید نفت و گاز. 149 :60–6. ##
[16]. Ratnakar, R. R., Kalia, N., & Balakotaiah, V. (2013). Modeling, analysis and simulation of wormhole formation in carbonate rocks with in situ cross-linked acids. Chemical Engineering Science, 90, 179-199. doi.org/10.1016/j.ces.2012.12.019. ##
[17]. Shakouri, S., & Mohammadzadeh-Shirazi, M. (2025). Machine learning approaches for assessing stability in acid-crude oil emulsions: Application to mitigate formation damage. Petroleum Science, 22(2), 894-908. doi.org/10.1016/j.petsci.2024.09.013. ##
[18]. Yang, F., Tchoukov, P., Pensini, E., Dabros, T., Czarnecki, J., Masliyah, J., & Xu, Z. (2014). Asphaltene subfractions responsible for stabilizing water-in-crude oil emulsions. Part 1: interfacial behaviors. Energy & Fuels, 28(11), 6897-6904. doi.org/10.1021/ef501826g. ##
[19]. Yarranton, H. W., Hussein, H., & Masliyah, J. H. (2000). Water-in-hydrocarbon emulsions stabilized by asphaltenes at low concentrations. Journal of Colloid and Interface Science, 228(1): 52-63. doi.org/10.1006/jcis.2000.6938.##
[20]. Speight, J. G. (2004). Petroleum Asphaltenes-Part 1: Asphaltenes, resins and the structure of petroleum. Oil & Gas Science and Technology, 59(5), 467-477. doi.org/10.2516/ogst:2004032. ##
[21]. Kroschwitz, J. I., Howe-Grant, M., Kirk, R. E., & Othmer, D. F. (1996). Encyclopedia of chemical technology. John Wiley & Sons. ##
[22]. Houchin, L. R., Dunlap, D. D., Arnold, B. D., & Domke, K. M. (1990, February). The occurrence and control of acid-induced asphaltene sludge. In SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control (pp. SPE-19410). SPE. doi.org/10.2118/19410-MS. ##
[23]. Abbasi, A., Malayeri, M. R., & Shirazi, M. M. (2023). Stability of spent HCl acid-crude oil emulsion. Journal of Molecular Liquids, 383, 122116. doi.org/10.1016/j.molliq.2023.122116. ##
[24]. Abbasi A, Mohammadzadeh-Shirazi M, Malayeri MR, Malhani H. Potential Drawbacks of Chemical Additives during Acidizing. In: The 12th International Chemical Engineering Congress & Exhibition (IChEC 2023). Tehran; 2023. ##
[25]. Abbasi, A., Mohammadzadeh-Shirazi, M., & Malayeri, M. R. (2024). Functionality of chemical additives and experimental conditions during formation of acid-induced emulsion and sludge. Journal of Molecular Liquids, 398, 124257. doi.org/10.1016/j.molliq.2024.124257. ##
[26]. Shirazi, M. M., Ayatollahi, S., & Ghotbi, C. (2019). Damage evaluation of acid-oil emulsion and asphaltic sludge formation caused by acidizing of asphaltenic oil reservoir. Journal of Petroleum Science and Engineering, 174, 880-890. doi.org/10.1016/j.petrol.2018.11.051. ##
[27]. Kokal, S., & Al-Dokhi, M. (2008). Case studies of emulsion behavior at reservoir conditions. SPE Production & Operations, 23(03), 312-317. doi.org/10.2118/105534-PA. ##
[28]. Daghighi-Rouchi, A., Abbasi, A., Malayeri, M. R., & Mohammadzadeh-Shirazi, M. (2025). Role of asphaltene and its sub-fractions in the stability of acid-oil emulsion. Fuel, 380, 133157. doi.org/10.1016/j.fuel.2024.133157. ##
[29]. Velayati, A., & Nouri, A. (2021). Role of asphaltene in stability of water-in-oil model emulsions: The effects of oil composition and size of the aggregates and droplets. Energy & Fuels, 35(7), 5941-5954. doi.org/10.1021/acs.energyfuels.1c00183. ##
[30]. Tchoukov, P., Yang, F., Xu, Z., Dabros, T., Czarnecki, J., & Sjoblom, J. (2014). Role of asphaltenes in stabilizing thin liquid emulsion films. Langmuir, 30(11), 3024-3033. doi.org/10.1021/la404825g. ##
[31]. Rocha, J. A., Baydak, E. N., & Yarranton, H. W. (2018). What fraction of the asphaltenes stabilizes water-in-bitumen emulsions?. Energy & Fuels, 32(2), 1440-1450. doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b03532. ##
[32]. Spiecker, P. M., & Kilpatrick, P. K. (2004). Interfacial rheology of petroleum asphaltenes at the oil− water interface. Langmuir, 20(10), 4022-4032. doi.org/10.1021/la0356351. ##
[33]. Alves, C. A., Yanes, J. F. R., Feitosa, F. X., & de Sant’Ana, H. B. (2022). Influence of asphaltenes and resins on water/model oil interfacial tension and emulsion behavior: Comparison of extracted fractions from crude oils with different asphaltene stability. Journal of Petroleum Science and Engineering, 208, 109268. doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109268. ##
[34]. Urdahl, O., Brekke, T., & Sjöblom, J. (1992). 13C nmr and multivariate statistical analysis of adsorbed surface-active crude oil fractions and the corresponding crude oils. Fuel, 71(7), 739-746. doi.org/10.1016/0016-2361(92)90122-5. ##
[35]. Sjöblom, J., Mingyuan, L., Christy, A. A., & Gu, T. (1992). Water-in-crude-oil emulsions from the Norwegian continental shelf 7. Interfacial pressure and emulsion stability. Colloids and surfaces, 66(1), 55-62. doi.org/10.1016/0166-6622(92)80120-Q. ##
[36]. Sjöblom, J., Urdahl, O., Børve, K. C. N., Mingyuan, L., Saeten, J. O., Christy, A. A., & Gu, T. (1992). Stabilization and destabilization of water-in-crude oil emulsions from the Norwegian continental shelf. Correlation with model systems. Advances in colloid and Interface Science, 41, 241-271. doi.org/10.1016/0001-8686(92)80014-O. ##
[37]. Ebeltoft, H., Børve, K. N., Sjöblom, J., & Stenius, P. (2007). Interactions between poly (styrene-allylalcohol) monolayers and surfactants. Correlations to water-in-crude oil emulsion stability. In Advances in Colloid Structures (pp. 131-139). Darmstadt: Steinkopff. ##
[38]. Mohammed, S. A., & Maan, S. D. (2016). The effect of asphaltene on the stability of Iraqi water in crude oil emulsions. Iraqi Journal of Chemical and Petroleum Engineering, 17(2), 37-45. doi.org/10.31699/IJCPE.2016.2.5. ##
[39]. Liu, D., Li, C., Yang, F., Sun, G., You, J., & Cui, K. (2019). Synergetic effect of resins and asphaltenes on water/oil interfacial properties and emulsion stability. Fuel, 252, 581-588. doi.org/10.1016/j.fuel.2019.04.159. ##
[40]. عباسی، ا. (1401). بررسی پایداری امولسیون اسید-نفت خام تحت تأثیر آسفالتین. دانشگاه شیراز، 1401. ##
[41]. Førdedal, H., Schildberg, Y., Sjöblom, J., & Volle, J. L. (1996). Crude oil emulsions in high electric fields as studied by dielectric spectroscopy. Influence of interaction between commercial and indigenous surfactants. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 106(1), 33-47. doi.org/10.1016/0927-7757(95)03354-. ##
[42]. Szumała, P., & Luty, N. (2016). Effect of different crystalline structures on W/O and O/W/O wax emulsion stability. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 499, 131-140. doi.org/10.1016/j.colsurfa.2016.04.022. ##
[43]. Rousseau, D., & Hodge, S. M. (2005). Stabilization of water-in-oil emulsions with continuous phase crystals. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 260(1-3), 229-237. doi.org/10.1016/j.colsurfa.2005.02.035. ##
[44]. Haj-shafiei, S., Ghosh, S., & Rousseau, D. (2013). Kinetic stability and rheology of wax-stabilized water-in-oil emulsions at different water cuts. Journal of Colloid and Interface science, 410, 11-20. doi.org/10.1016/j.jcis.2013.06.047. ##
[45]. Cisneros-Dévora, R., Cerón-Camacho, R., Soto-Castruita, E., Pérez-Alvarez, M., Ramírez-Pérez, J.F., Oviedo-Roa, R., Servín-Nájera, A.G., Buenrostro-Gonzalez, E., Martínez-Magadán, J.M. and Zamudio-Rivera, L.S. (2019). A theoretical study of crude oil emulsions stability due to supramolecular assemblies. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 567, 121-127. doi.org/10.1016/j.colsurfa.2019.01.045.##
[46]. Abbasi, A., & Malayeri, M. R. (2023). Impact of crude oil properties on stability of HCl-crude oil emulsion using XDLVO theory. Fuel, 338, 127315. doi.org/10.1016/j.fuel.2022.127315. ##
[47]. Kazemzadeh, Y., Ismail, I., Rezvani, H., Sharifi, M., & Riazi, M. (2019). Experimental investigation of stability of water in oil emulsions at reservoir conditions: Effect of ion type, ion concentration, and system pressure. Fuel, 243, 15-27. doi.org/10.1016/j.fuel.2019.01.071. ##
[48]. Subramanian, D., May, N., & Firoozabadi, A. (2017). Functional molecules and the stability of water-in-crude oil emulsions. Energy & Fuels, 31(9), 8967-8977. doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b01039. ##
[49]. AlMubarak, T., AlKhaldi, M., AlMubarak, M., Rafie, M., Al-Ibrahim, H., & AlBokhari, N. (2015, April). Investigation of acid-induced emulsion and asphaltene precipitation in low permeability carbonate reservoirs. In SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition (pp. SPE-178034). SPE. doi.org/10.2118/178034-MS. 
[50]. Strassner, J. E. (1968). Effect of pH on interfacial films and stability of crude oil-water emulsions. Journal of Petroleum Technology, 20(03), 303-312. doi.org/10.2118/1939-PA. ##
[51]. Moore, E. W., Crowe, C. W., & Hendrickson, A. R. (1965). Formation, effect and prevention of asphaltene sludges during stimulation treatments. Journal of Petroleum Technology, 17(09), 1023-1028. doi.org/10.2118/1163-PA. ##
[52]. Abbasi, A., & Malayeri, M. R. (2022). Stability of acid in crude oil emulsion based on interaction energies during well stimulation using HCl acid. Journal of Petroleum Science and Engineering, 212, 110317. doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110317. ##
[53]. شیخی بوجانی، ف.، رمضان‌زاده، ا. و لطفی، م. (1400). تعیین نرخ مناسب تزریق اسید در سازندهای کربناته به‌منظور افزایش تراوایی. پژوهش نفت. 31(2):124–45، doi: 10.22078/pr.2021.4175.2893.  ##
[54]. حیدری، س.، رضوی‌فر، م.، روزبهانی، ع. ر. و سجادیان، م. ح. (1399) روش‌های بهبود تولید در مخازن نفتی. زرنوشت..##
[55]. Guo B, Lyons, C. W, Ghalambor A. Petroleum Production Engineering. Elsevier Inc.; 2007. ##
[56]. Podoprigora, D. G., Korobov, G. Y., & Bondarenko, A. V. (2019). Acid stimulation technology for wells drilled the low-permeable high-temperature terrigenous reservoirs with high carbonate content. International Journal of Civil Engineering and Technology, 10(1), 2680-2696.ISSN Print: 0976-6308 and ISSN Online: 0976-6316##
[57]. Zhao, L., Chen, X., Zou, H., Liu, P., Liang, C., Zhang, N., Li, N., Luo, Z. and Du, J., 2020. A review of diverting agents for reservoir stimulation. Journal of Petroleum Science and Engineering, 187, 106734. doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106734. ##
[58]. Alhamad, L., Alrashed, A., Al Munif, E., & Miskimins, J. (2020). Organic acids for stimulation purposes: a review. SPE Production & Operations, 35(04), 952-978. doi.org/10.2118/199291-PA.##
[59]. Haney, B. L., & Cuthill, D. A. (1997, February). The application of an optimized propellant stimulation technique in heavy oil wells. In SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium (pp. SPE-37531). SPE. doi.org/10.2118/37531-MS. ##
[60]. Coulter, A. W., & Gougler, P. D. (1984). Field tests indicate tubing is main source of iron precipitation in the wellbore. Oil Gas J.;(United States), 82(36). ##
[61]. Ganeeva, Y. M., Yusupova, T. N., Barskaya, E. E., Valiullova, A. K., Okhotnikova, E. S., Morozov, V. I., & Davletshina, L. F. (2020). The composition of acid/oil interface in acid oil emulsions. Petroleum Science, 17(5), 1345-1355. ##
[62]. عباسی، ا.، ملایری، محمدرضا, و محمدزاده شیرازی، میثم. (1401). تشخیص آزمایشگاهی حساسیت تشکیل امولسیون اسید ـ نفت خام نسبت به شرایط اسید تزریق شده به سازند. اکتشاف و تولید نفت و گاز. 205:32–7. ##
[63]. Badger GM. The Chemistry of Hetercycli$ Compounds. New York,: Academic Press; 1961. ##
[64]. Dwyer FR, Mellor DP. Chelating Agents an~ Metal Chelates. New York,: Academic Press; 1964. ##
[65]. Jacobs, I. C. (1989, February). Chemical systems for the control of asphaltene sludge during oilwell acidizing treatments. In SPE International Conference on Oilfield Chemistry? (pp. SPE-18475). SPE. doi.org/10.2118/18475-MS. ##
[66]. Rietjens, M. (1997, June). Sense and non-sense about acid-induced sludge. In SPE European Formation Damage Conference and Exhibition (pp. SPE-38163). SPE. ##
[67]. Rietjens, M., & Nieuwpoort, M. (1999, May). Acid-sludge: How small particles can make a big impact. In SPE European Formation Damage Conference and Exhibition (pp. SPE-54727). SPE. doi.org/10.2118/54727-MS. ##
[68]. Rietjens, M., & Nieuwpoort, M. (2001). An analysis of crude oil–acid reaction products by size-exclusion chromatography. Fuel, 80(1), 33-40. doi.org/10.1016/S0016-2361(00)00073-9. ##
[69]. Rietjens, M., & van Haasterecht, M. (2003). Phase transport of HCl, HFeCl4, water, and crude oil components in acid–crude oil systems. Journal of Colloid and interface Science, 268(2), 489-500. doi.org/10.1016/j.jcis.2003.08.030. ##
[70]. Wong, T. C., Hwang, R. J., Beaty, D. W., Dolan, J. D., McCarty, R. A., & Franzen, A. L. (1997). Acid-Sludge characterization and remediation improve well productivity and save costs in the permian basin. SPE Production & Facilities, 12(01), 51-58. doi.org/10.2118/35193-PA. ##
[71]. Medeiros Jr, F., & Trevisan, O. V. (2006). Thermal analysis in matrix acidization. Journal of Petroleum Science and Engineering, 51(1-2), 85-96. doi.org/10.1016/j.petrol.2005.11.011. ##
[72]. Williams, B. B. (1979). Acidizing Fundamentals Monograph. SPE. Richardson TX, 6.##
[73]. پایدار، ک. و منطقیان، م. (1400). مروری بر کاهش آسیب سازند مخازن کربناته با روش اسیدکاری. ششمین همایش بین‌المللی نفت، گاز، پتروشیمی و HSE. همدان.. ##
[74]. Assem, A. I., Kumar, H. T., Nasr-El-Din, H. A., & De Wolf, C. A. (2019). Location and magnitude of formation damage due to iron precipitation during acidizing carbonate rocks. Journal of Petroleum Science and Engineering, 179, 337-354. doi.org/10.1016/j.petrol.2019.04.073. ##
[75]. Fogang, L. T., Kamal, M. S., & Sultan, A. S. (2020). Viscosity-reducing agents (breakers) for viscoelastic surfactant gels for well stimulation. Energy & Fuels, 34(12), 15686-15700. doi.org/10.1021/acs.energyfuels.0c03410. ##
[76]. Hirschberg, A., deJong, L. N., Schipper, B. A., & Meijer, J. G. (1984). Influence of temperature and pressure on asphaltene flocculation. Society of Petroleum Engineers Journal, 24(03), 283-293. doi.org/10.2118/11202-PA. ##
[77]. Leong, V. H., & Ben Mahmud, H. (2019). A preliminary screening and characterization of suitable acids for sandstone matrix acidizing technique: a comprehensive review. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 9(1), 753-778. ##
[78]. زویداویان‌پور، م.، شادی‌زاده، س. ر. و ممبینی، س. (1389). بررسى و بهبود عملیات انگیزش چاه با اسیدکارى ماتریکسى در یک مخزن نفتى جنوب ایران. پژوهش نفت. 62:94–106. ##
[79]. Migahed, M. A., Zaki, E. G., & Shaban, M. M. (2016). Corrosion control in the tubing steel of oil wells during matrix acidizing operations. RSC advances, 6(75), 71384-71396. DOI: 10.1039/C6RA12835A. ##
[80]. سنندجی، ف.، وزیری، پ. و نخعی، ع. (1399). بررسی روش‌های اسیدکاری مخازن کربناته ایران. دهمینکنفرانس ملی پژوهش‌های نوین در علوم و مهندسی شیمی. بابل. . ##
[81]. خامه‌چی، ا.، مهدیانی، م. ر. و نوروزی، م. (1392). مدل‌سازی عملیات فرازآوری با گاز با استفاده از برنامه‌ریزی ژنتیک برای پیش‌بینی نرخ تولید نفت یک چاه. اکتشاف و تولید نفت و گاز. 107:60–4. ##
[82]. دودمان کوشکی، م. ر. و امام‌زاده، س. ا. (1398). بررسی و شبیه‌سازی تأثیر اسیدکاری بر روی افزایش تولید مخزن بنگستان با استفاده از حلال دوگانه. نخبگان علوم و مهندسی. 4(2):198–210. ##
[83]. Bourdarot G. Well testing: interpretation methods. Editions Technip; 1998. ##
[84]. Mirkhoshhal, S. M., Mahani, H., Ayatollahi, S., & Shirazi, M. M. (2021). Pore-scale insights into sludge formation damage during acid stimulation and its underlying mechanisms. Journal of Petroleum Science and Engineering, 196, 107679. doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107679. ##
[85]. Kalhori, P., Abbasi, A., Malayeri, M. R., & Shirazi, M. M. (2022). Impact of crude oil components on acid sludge formation during well acidizing. Journal of Petroleum Science and Engineering, 215, 110698. doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110698. ##
[86]. Pourakaberian, A., Ayatollahi, S., Shirazi, M. M., Ghotbi, C., & Sisakhti, H. (2021). A systematic study of asphaltic sludge and emulsion formation damage during acidizing process: Experimental and modeling approach. Journal of Petroleum Science and Engineering, 207, 109073. doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109073. ##
[87]. Shakouri, S., & Mohammadzadeh-Shirazi, M. (2023). Modeling of asphaltic sludge formation during acidizing process of oil well reservoir using machine learning methods. Energy, 285, 129433. doi.org/10.1016/j.energy.2023.129433. ##
[88]. Karimi, M., Shirazi, M. M., & Ayatollahi, S. (2018). Investigating the effects of rock and fluid properties in Iranian carbonate matrix acidizing during pre-flush stage. Journal of Petroleum Science and Engineering, 166, 121-130. doi.org/10.1016/j.petrol.2018.03.002. ##
[89]. Houchin, L. R., & Hudson, L. M. (1986, February). The prediction, evaluation, and treatment of formation damage caused by organic deposition. In SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control (pp. SPE-14818). SPE. doi.org/10.2118/14818-MS. ##
[90]. Al-Anazi, H. A., Nasr-El-Din, H. A., Hashem, M. K., & Hopkins, J. A. (2000, June). Matrix acidizing of water injectors in a sandstone field in Saudi Arabia: a case study. In SPE Western Regional Meeting (pp. SPE-62825). SPE. doi.org/10.2118/62825-MS. ##
[91]. Shadizadeh, S. R., & Zoveidavianpoor, M. (2008). Environmental impacts of xylene as stimulation fluid in iranian oil and gas wells. In Technical Seminar on Oil, Gas and Environment. Shiraz,, Iran: Shiraz University. ##
[92]. خـدری ، س.، صمدی، ف.، اسـماعیل‌زاده، ف.، مـولا، د. و بخشـی زیـدانلو، ن. (1392). طراحـی فرآینـدهای اسـیدکـاری مـاتریکس در مخـازن نفتی کربناته. اولین همایش ملی فن‌آوری‌های نوین در شیمی و مهندسی شیمی. تهران. ##
[93]. Crowe C, Masmonteil J, Thomas R. Trends in matrix acidizing. Oilf Rev. 1992;4(4):24–40. ##
[94]. Schramm, L. L., & Schramm, L. L. (Eds.). (2000). Surfactants: fundamentals and applications in the petroleum industry. Cambridge university press. ##
[95]. دانشوند، ب.، زریبافان، ع. و خدابنده، ف. (1394). مقایسه VES با خواص رئولوژیکی بهبود یافته DiVES-350 با VES های متداول. چهارمین همایش علمی مخازن هیدروکربوری و صنایع بالادستی علوم و صنایع وابسته. تهران.## 
[96]. دانشوند، ب.، زریبافان، ع. و خدابنده، ف. (1394). یک منحرف‌کننده اسیدکاری جدید با خصوصیات بهبود یافته به نام DiVES-350. چهارمین کنگره مهندسی نفت، پژوهشگاه صنعت نفت. تهران..##
[97]. دانشوند، ب.، زریبافان، ع. و خدابنده، ف. (1394). بهبود انگیزش چاه های نفت و گاز با تکنولوژی نوین VES. همایش علمی مهندسی مخازن هیدروکربوری و صنایع بالادستی. تهران; . ##
[98]. Nasr-El-Din, H. A., Samuel, E., & Samuel, M. (2003, October). Application of a new class of surfactants in stimulation treatments. In SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific (pp. SPE-84898). SPE. doi.org/10.2118/84898-MS. ##
[99]. Economides, M. J., & Nolte, K. G. (2000). Reservoir stimulation (Vol. 18). New York: Wiley. ##
[100]. Ma, J., Yang, Y., Li, X., Sui, H., & He, L. (2021). Mechanisms on the stability and instability of water-in-oil emulsion stabilized by interfacially active asphaltenes: Role of hydrogen bonding reconstructing. Fuel, 297, 120763. doi.org/10.1016/j.fuel.2021.120763. ##
[101]. دانشوند، ب.، بدری، ف.، خدابنده، ف. و زریبافان، ع. (1394). تست های آزمایشگاهی کنترل کیفیت افزایه‌های ضد لجن و ضد امولسیون به‌منظور جلوگیری از آسیب مجدد و بهبود عملیات اسیدکاری. سومین کنفرانس بین‌المللی نفت، گاز و پتروشیمی. تهران. ##
[102]. Asaadian, H., Ahmadi, P., Khormizi, M. Z., Mohammadi, S., Soulgani, B. S., Baghersaei, S., & Mokhtari, B. (2022). Prevention of acid-induced sludge formation using an environmentally–friendly bio-based nonionic surfactant. Journal of Petroleum Science and Engineering, 218, 111009. doi.org/10.1016/j.petrol.2022.111009. ##
[103]. فدایی، ش.، محمدزاده شیرازی، م.، پوراکابریان، آ. و آیت‌اللهی، ش. (1400). بررسی تأثیر افزایه‌های اسیدی ممانعت کننده در جلوگیری از تشکیل لجن آسفالتینی. هفدهمین کنگره ملی مهندسی شیمی ایران. مشهد..##
[104]. فدایی، ش.، محمدزاده شیرازی، م. و آیت‌اللهی، ش. (1400). بررسی آزمایشگاهی ممانعت از تشکیل امولسیون فیلم سخت در اثر تماس اسید-نفت خام در عملیات اسید کاری چاه های نفتی. هفدهمین کنگره ملی مهندسی شیمی. 7. ##
[105]. Delorey, J. A., & Taylor, R. S. (1985, June). Recent studies into iron/surfactant/sludge interactions in acidizing. In PETSOC Annual Technical Meeting (pp. PETSOC-85). PETSOC. doi.org/10.2118/85-36-38. ##
[106]. بهمئی، م. (1400). بررسی آزمایشگاهی تأثیر افزایه ضد لجن پایه پلیمری بر نفت و بهینه‌سازی آن در عملیات اسیدکاری در دو میدان نفتی در ایران. پنجمین کنفرانس علوم و فناوری های شیمی کاربردی: نفت، گاز و پتروشیمی. تهران. ##
[107]. Buijse, M., de Boer, P., Breukel, B., & Burgos, G. (2004). Organic acids in carbonate acidizing. SPE production & facilities, 19(03), 128-134. doi.org/10.2118/82211-PA. ##
[108]. Legemah, M.U., Gomaa, A., Bilden, D., Lowe, C., Boles, J., Qu, Q., Sun, H., Wang, X. and Li, L., (2015). March. Sequential injection process enhances acidizing treatment of high-temperature wells. In SPE Oklahoma City Oil and Gas Symposium/Production and Operations Symposium (pp. SPE-173626). SPE. doi.org/10.2118/173626-MS. ##
[109]. Chaberek, S., & Martell, A. E. (1959). Organic sequestering agents: a discussion of the chemical behavior and applications of metal chelate compounds in aqueous systems. New York: Wiley. ##
[110]. ساداتی سرخی، س. عرفان. (1397). اسیدهای آلی در اسیدکاری کربناتی. سومین همایش بین‌المللی نفت، گاز، پتروشیمی و HSE. همدان.##
[111]. Reyes, E.A., Rispler, K., Davis, J., Stimatze, R., Ouedraogo, M., Beuterbaugh, A., LaBlanc, A., Williams, W., Rees, S., Bungo, F. and Kintomba, P., (2015), September. Acidizing of High Temperature and Highly Sensitive Multilayered Carbonate Well with Aminopolycarboxylic Acid Low-pH Fluid: Field Implementation and Laboratory Validation. In SPE North Africa Technical Conference and Exhibition (p. D021S011R001). SPE. doi.org/10.2118/175839-MS.##
[112]. Rabie, A. I., Gomaa, A. M., & Nasr-El-Din, H. A. (2011, March). HCl-formic in-situ gelled acid for carbonate acidizing: core flood and reaction rate study. In SPE Oklahoma City Oil and Gas Symposium/Production and Operations Symposium (pp. SPE-140138). SPE. doi.org/10.2118/140138-MS. ##
[113]. Crowe CW. Acidizing composition. U.S. Patent: 3779916, 1973. ##
[114]. Fast CR, Rixe FH, Duffield Jr EL. Retarded acid emulsion. US Patenet: 3681240, 1972. ##
[115]. Knight DD. Treatment of wells. U.S. Patent: 3353603, 1967. ##
[116]. Aldakkan, B., Gomaa, A. M., Cairns, A. J., Sayed, M., & Alnoaimi, K. (2018, April). Low viscosity retarded acid system: A novel alternative to emulsified acids. In SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition (pp. SPE-192175). SPE. doi.org/10.2118/192175-MS.## 
[117]. Fredd, C. N., & Fogler, H. S. (1998). The kinetics of calcite dissolution in acetic acid solutions. Chemical engineering science, 53(22), 3863-3874. doi.org/10.1016/S0009-2509(98)00192-4. ##
[118]. Bergstrom, J. M., & Miller, B. D. (1975, September). Results of acid-in-oil emulsion stimulations of carbonate formations. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition? (pp. SPE-5648). SPE. doi.org/10.2118/5648-MS. ##
[119]. Crowe, C. W., & Miller, B. D. (1974, May). New, Low-Viscosity Acid-in-Oil Emulsions Provide High Degree of Retardation at High Temperature. In SPE Rocky Mountain Petroleum Technology Conference/Low-Permeability Reservoirs Symposium (pp. SPE-4937). SPE. doi.org/10.2118/4937-MS. ##
[120]. Hoefner, M. L., & Fogler, H. S. (1987). Role of acid diffusion in matrix acidizing of carbonates. Journal of petroleum technology, 39(02), 203-208. doi.org/10.2118/13564-PA. ##
[121]. Knox, J. A., & Lasater, R. M. (1964, October). A New Concept in Acidizing Utilizing Chemical Retardation. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition? (pp. SPE-975). SPE. doi.org/10.2118/975-MS. ##
[122]. Sidaoui, Z., & Sultan, A. S. (2016, November). Formulating a stable emulsified acid at high temperatures: Stability and rheology study. In International Petroleum Technology Conference (p. D012S060R001). IPTC. doi.org/10.2523/IPTC-19012-MS. ##
[123]. Sidaoui, Z., Sultan, A. S., & Brady, D. (2017, April). A novel approach to formulation of emulsified acid using waste oil. In SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition (p. D023S002R001). SPE. doi.org/10.2118/188116-MS. ##
[124]. Cairns, A. J., Al-Muntasheri, G. A., Sayed, M., Fu, L., & Giannelis, E. P. (2016, February). Targeting enhanced production through deep carbonate stimulation: Stabilized acid emulsions. In SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control (p. D011S006R003). SPE. doi.org/10.2118/178967-MS. ##
[125]. Adewunmi, A. A., Solling, T., Sultan, A. S., & Saikia, T. (2022). Emulsified acid systems for oil well stimulation: A review. Journal of Petroleum Science and Engineering, 208, 109569. doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109569. ##
[126]. Zakaria, A. S., Sayed, M. A., & Nasr-El-Din, H. A. (2012, December). Propagation of emulsified acids in vuggy dolomitic rocks. In SPE Kuwait international petroleum conference and exhibition (pp. SPE-163288). SPE. doi.org/10.2118/163288-MS. ##
[127]. Sayed, M., Nasr-El-Din, H. A., & Nasrabadi, H. (2013). Reaction of emulsified acids with dolomite. Journal of Canadian Petroleum Technology, 52(03), 164-175. doi.org/10.2118/151815-PA. ##
[128]. صیادنژاد، م. ع.، اسکندری، م. م.، سلیمانی جمارانی، م. و سلیمانی، م. (1386). بررسی اثر افزایه کندکار اسید امولسیونی بر روی سنگ کربناته گروه بنگستان. پژوهش نفت. 56(1):72–8. ##
[129]. Norlee, A., Shi, T. I., Mahmud, H. K. B., Yew, H. F. C., & Shafiq, M. U. (2019, April). Investigating the effectiveness of emulsified acid on sandstone formation under high temperature conditions. In IOP Conference Series: Materials Science and Engineering (Vol. 495, No. 1, p. 012113). IOP Publishing. ##
[130]. Shafiq, M. U., Chong, Y. J., Mahmud, H. K. B., Hossain, M. M., Rezaee, R., & Testamanti, N. (2019). Application of emulsified acids on sandstone formation at elevated temperature conditions: an experimental study. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 9(2), 1323-1329. ##
[131]. Chang, F. F., Qiu, X., & Nasr-El-Din, H. A. (2007, February). Chemical diversion techniques used for carbonate matrix acidizing: An overview and case histories. In SPE International Conference on Oilfield Chemistry? (pp. SPE-106444). SPE. doi.org/10.2118/106444-MS. ##
[132]. حبیبی، ر. و نجم‌الدینی، م. ر. (1397). مروری بر روش‌های شیمیایی انحراف مورد استفاده در اسیدکاری مخازن کربناته. هفتمین کنفرانس بین‌المللی نفت،گاز، پالایش و پتروشیمی با رویکرد توسعه ارتباط دولت، دانشگاه و صنعت. شیراز . ##
[133].Bale, G. E. (1984). Matrix acidizing in Saudi Arabia using buoyant ball sealers. Journal of petroleum technology, 36(10), 1748-1752. doi.org/10.2118/11500-PA. ##
[134]. Firdaus S. PETROSYMC Blog. 2024. Coiled Tubing: Definition, Components, Application & Process. Available from: https://www.petrosync.com/blog/what-is-coiled-tubing/.##
[135]. Cohen, C. E., Tardy, P. M., Lesko, T., Lecerf, B., Pavlova, S., Voropaev, S., & Mchaweh, A. (2010, September). Understanding diversion with a novel fiber-laden acid system for matrix acidizing of carbonate formations. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition? (pp. SPE-134495). SPE. doi.org/10.2118/134495-MS. ##
[136]. Taylor, K. C., & Nasr-El-Din, H. A. (2003). Laboratory evaluation of in-situ gelled acids for carbonate reservoirs. Spe Journal, 8(04), 426-434. doi.org/10.2118/87331-PA.##
[137]. Taylor, K. C., & Nasr-El-Din, H. A. (2002, February). Coreflood evaluation of in-situ gelled acids. In SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control (pp. SPE-73707). SPE. doi.org/10.2118/73707-MS. ##
[138]. Amro, M. M. (2006, May). Extended matrix acidizing using polymer-acid solutions. In SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition (pp. SPE-106360). SPE. doi.org/10.2118/106360-MS. ##
[139]. Zakaria, A. S., & Nasr-El-Din, H. A. (2016). A novel polymer-assisted emulsified-acid system improves the efficiency of carbonate matrix acidizing. SPE Journal, 21(03), 1061-1074. doi.org/10.2118/173711-PA. 
[140]. Lungwitz, B., Fredd, C., Brady, M., Miller, M., Ali, S., & Hughes, K. (2007). Diversion and cleanup studies of viscoelastic surfactant-based self-diverting acid. SPE Production & Operations, 22(01), 121-127. doi.org/10.2118/86504-PA. ##
[141]. Chang, F., Qu, Q., & Frenier, W. (2001, February). A novel self-diverting-acid developed for matrix stimulation of carbonate reservoirs. In SPE International Conference on Oilfield Chemistry? (pp. SPE-65033). SPE. doi.org/10.2118/65033-MS. ##
[142]. Li, L., Nasr-El-Din, H. A., & Cawiezel, K. E. (2010). Rheological properties of a new class of viscoelastic surfactant. SPE Production & Operations, 25(03), 355-366. doi.org/10.2118/121716-PA. ##
[143]. Al-Nakhli, A. R., Nasr-El-Din, H. A., & Al-Baiyat, A. A. (2008, March). Interactions of iron and viscoelastic surfactants during well stimulation: A new formation damage mechanism. In SPE Saudi Arabia section Young Professionals Technical Symposium (pp. SPE-117060). SPE. doi.org/10.2118/117060-MS. ##
[144]. پنجعلی‌زاده، ح.، آرین‌فر، ی.، بهرامی، غ.، متولین سیدی، ع. و جعفری، ح. (1398). بررسی آزمایشگاهی اثر یون آهن و افزایه کاهنده یون آهن بر عملکرد سورفکتانت های ویسکوالاستیک. اکتشاف و تولید نفت و گاز. 166:54–8. ##
[145]. Guidry GS, Ruiz GA, Saxon A. SXE/N2 matrix acidizing. In: Middle East Oil Show. OnePetro; 1989. ##
[146]. Montgomery, C. T., Jan, Y. M., & Niemeyer, B. L. (1995). Development of a matrix-acidizing stimulation treatment evaluation and recording system. SPE Production & Facilities, 10(04), 219-224. doi.org/10.2118/26579-PA. ##
[147]. Hedayati, E., Mohammadzadeh-Shirazi, M., Abbasi, A., & Malayeri, M. R. (2023). Experimental investigation of the acid-oil emulsion stability influenced by operational conditions and oil properties. Journal of Molecular Liquids, 390, 123132. doi.org/10.1016/j.molliq.2023.123132. ##
[148]. عباسی، ا.، محمدزاده شیرازی، م.، و ملایری، م. ر. (1403). مروری بر روش انجام آزمایش سازگاری اسید و نفت خام به‌منظور پیش‌گیری از تشکیل امولسیون و لجن اسیدی و بازبینی آن براساس شرایط میدانی. پژوهش نفت. 34(5):20–34. doi: 10.22078/pr.2024.5359.3385.##