EA038113B1 - Способ определения коэффициента проницаемости на образцах керна - Google Patents
Способ определения коэффициента проницаемости на образцах керна Download PDFInfo
- Publication number
- EA038113B1 EA038113B1 EA202000207A EA202000207A EA038113B1 EA 038113 B1 EA038113 B1 EA 038113B1 EA 202000207 A EA202000207 A EA 202000207A EA 202000207 A EA202000207 A EA 202000207A EA 038113 B1 EA038113 B1 EA 038113B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pressure
- temperature
- formation
- reservoir
- filtration
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 19
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 40
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 26
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims abstract 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 6
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 31
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 14
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 238000007707 calorimetry Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/24—Earth materials
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/082—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Pathology (AREA)
- Geology (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области исследования физических свойств горных пород и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Образцы керна, насыщенные керосином с остаточной водой, устанавливают в кернодержатель фильтрационной системы, создают заданные термобарические условия, прокачивают керосин в объеме 3-4 объемов пор образца, в передвижной обогревательной системе с помещенным в нее пробоотборником с пробой нефти создают термобарические условия, аналогичные установленным в кернодержателе, замещают керосин на нефть посредством подключения передвижной обогревательной системы в гидравлическую схему фильтрационной установки, определяют коэффициент проницаемости, устанавливают пластовую температуру, пластовое давление и горное давление, установку модернизируют путем подключения пробоотборника с передвижной обогревательной системой, в которую помещают пластовую пробу нефти, перед подключением в гидравлическую схему фильтрационной установки продолжительное время перемешивают ее качанием в ручном режиме с контролем температуры и давления в пробоотборнике для максимальной гомогенизации флюида, начало процесса формирования твердых фаз парафинов и асфальтенов регистрируют по резкому уменьшению коэффициента проницаемости.
Description
Изобретение относится к области исследования физических свойств горных пород, в частности к определению фильтрационных свойств пористых коллекторов нефти, и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.
Изменение давления и температуры, состава нефти, происходящие в процессе добычи, могут вызвать выпадение и формирование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Парафины и асфальтены могут скапливаться на различных участках системы добычи, начиная с пор пласта и заканчивая насосами, колонной НКТ, устьевой арматурой, выкидными линиями и наземным оборудованием. Осаждение и выпадение данных компонентов пластовых флюидов потенциально может привести к кольматации порового пространства пласта, изменению его смачиваемости, стабилизации водонефтяных эмульсий, образованию АСПО, закупорке внутрискважинного и наземного оборудования и др., что значительно осложняет работу скважины и снижает ее производительность.
Как известно, борьба с данными явлениями в процессах добычи нефти ведётся по следующим направлениям: предотвращение фазовых переходов, предотвращение образования АСПО и удаление уже образовавшихся отложений. Выбор оптимальных способов борьбы и их эффективность зависит от многих факторов, в частности от способа добычи, термобарического режима течения, состава и свойств добываемой продукции. Таким образом, исследование процесса осаждения АСПО на металлических поверхностях нефтепромыслового оборудования, серьезно осложняющего его эксплуатацию, является весьма важной и наукоемкой задачей.
На данный момент основными методами для термобарических исследований служат фотометрические, визуальные, фильтрационные, ультразвуковые методы, метод дифференциальной калориметрии, реализованные в оборудовании различных фирм. Исследования в данной области ведутся, в основном, на дегазированных нефтях или на модельных жидкостях.
Известен способ (ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. - 35 с), позволяющий определять фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа.
Процесс испытания по способу заключается в осуществлении совместной стационарной фильтрации двух фаз (нефти и воды, нефти и газа) или нефти, газа и воды через исследуемый образец при условиях, максимально приближенных к пластовым. В качестве исследуемого образца выступает образец породы-коллектора порового типа, отобранный из продуктивных пластов. Условия испытания должны обеспечивать сохранение или воспроизведение естественных физико-химических характеристик системы порода - пластовые флюиды, а также поддержание в процессе эксперимента значений температуры и давления, соответствующих пластовым.
Недостатком существующего способа является использование моделей нефти для определения коэффициентов проницаемости на керновых образцах. Для приготовления модели нефти используется дегазированная безводная нефть, разбавленная растворителем. Кроме того, в существующем способе контейнеры жидкостные, предназначенные для рабочих жидкостей и газа, не рассчитаны на использование пластовых нефтей при пластовом давлении и температуре.
Задачей изобретения является определение коэффициента проницаемости на образцах керна в процессе фильтрации пластовой (газированной) пробы нефти при моделировании изменений термобарических условий с учетом выпадения и формирования АСПО в поровом пространстве породы-коллектора, то есть в условиях, максимально приближенных к условиям естественного залегания пород.
Фильтрационные исследования выпадения и формирования парафинов проводят на образцах керна в режиме ступенчатого снижения пластовой температуры с поддержанием постоянного горного давления и пластового давления. Температуру ступенчато снижают от пластовой температуры до температуры на 5-10° ниже температуры выпадения парафинов. На каждой ступени температуры пластовую (газированную) пробу нефти продолжительное время перемешивают для максимальной гомогенизации флюида и прокачивают через керновую модель.
Строят график зависимости коэффициента проницаемости от температуры на образце керна (фиг. 1).
Фильтрационные исследования выпадения и формирования асфальтенов проводят на образцах керна в режиме ступенчатого снижения пластового давления с поддержанием постоянного горного давления и пластовой температуры. Давление ступенчато снижают от пластового давления до давления насыщения растворенных газов. На каждой ступени давления пластовую (газированную) пробу нефти также продолжительное время перемешивают.
Строят график зависимости коэффициента проницаемости от давления на образце керна (фиг. 2).
Начало процесса выпадения и формирования АСПО определяют по резкому изменению кривой проницаемости на графиках.
Исследования выпадения и формирования парафинов производят раздельно с исследованиями выпадения и формирования асфальтенов. Для каждого фильтрационного эксперимента необходимо использовать различные образцы керна и глубинные пробоотборники в силу того, что после проведения экспериментов возможна закупорка пор и пустот образцов керна АСПО и нарушение естественных условий залегания нефти в пласте. В связи с этим целесообразным является проводить только фильтрационные исследования выпадения и формирования парафинов (например, при отсутствии или ничтожно малом
- 1 038113 количестве асфальтенов в исследуемых нефтях) или только фильтрационные исследования выпадения и формирования асфальтенов (например, при отсутствии или ничтожно малом количестве парафинов).
Исследования проводились на лабораторной установке УИК-5. Для обеспечения возможности проводить фильтрацию глубинной (газированной) пробы нефти установка модернизировалась путем подключения пробоотборника с передвижной обогревательной системой. Принципиальная схема фильтрационной установки представлена на фиг. 3.
Способ осуществляется следующим образом. Для обеспечения возможности проводить фильтрацию глубинной (газированной) пробы нефти установка модернизировалась путем подключения пробоотборника с передвижной обогревательной системой.
Передвижная обогревательная система предназначена для нагрева и перемешивания пробы для гомогенизации флюида. Система обеспечивает перемешивание проб качанием в ручном режиме на регулируемый угол наклона с поддержанием температуры и контролем давления в пробоотборнике. Контроль давления осуществляется масляными насосами высокого давления 1 фильтрационной системы. Контроль температуры осуществляется регулятором - измерителем температуры 2.
Перед экспериментом образцы керна, насыщенные керосином с остаточной водой, устанавливают в кернодержатель 3 фильтрационной системы, создают заданные термобарические условия пласта, т.е. давление и температуру. После поднятия давления в фильтрационной системе керосин прокачивают в объеме 3-4 объемов пор образца. После этого в передвижной обогревательной системе 4 создают термобарические условия, аналогичные тем, которые установлены в кернодержателе 3. Керосин замещается на пластовую (газированную) нефть посредством подключения передвижной обогревательной системы 4 совместно с находящимся в ней пробоотборником 5 в гидравлическую схему фильтрационной установки.
Всю систему термостатируют, выдерживают при поддержании заданного давления и температуры. Пластовую нефть прокачивают в объеме не менее 3-4 объемов пор образца, создавая начальную нефтенасыщенность в модели. Определяют коэффициент проницаемости согласно ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. Контроль горного давления в кернодержателе 3 при этом осуществляется масляными насосами высокого давления 6.
После этого фильтрационная система и передвижная обогревательная система 4 совместно с находящимся в ней пробоотборником 5 изолируются друг от друга.
В фильтрационной системе и установке для подготовки и передвижной обогревательной системе 4 меняют значение температуры при проведении фильтрационных исследований, необходимых для определения влияния процесса выпадения парафинов, в сторону понижения до одинакового значения, подключают передвижную обогревательную систему 4 совместно с находящимся в ней пробоотборником 5 в гидравлическую схему фильтрационной системы. Система термостатируется. Определяется проницаемость согласно ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации.
При проведении фильтрационных исследований, необходимых для определения влияния процесса выпадения асфальтенов, в фильтрационной системе и передвижной обогревательной системе 2 меняют значение пластового давления при проведении фильтрационных исследований, необходимых для определения влияния процесса выпадения асфальтенов, в сторону понижения до одинакового значения, подключают передвижную обогревательную систему 4 совместно с находящимся в ней пробоотборником 5 в гидравлическую схему фильтрационной системы. Определяется проницаемость согласно ОСТ 39-23589. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации.
Операция повторяется до ступенчатого достижения необходимых значений пластового давления или пластовой температуры.
Компоновка всех необходимых узлов в единой гидравлической схеме в фильтрационной установке позволяет проводить потоковые исследования на керновом материале с применением глубинных (газированных) проб нефти, что значительно повышает достоверность и представительность результатов исследований.
Эти данные могут быть использованы при построении уточненных геолого-гидродинамических моделей, которые будут приближены к реальным условиям разработки месторождений, в течение всего планируемого времени её эксплуатации.
Это приводит к изменению технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти и делает его более достоверным.
Claims (3)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ определения коэффициента проницаемости при изменении термобарических условий на образцах керна, заключающийся в том, что образцы керна, насыщенные керосином с остаточной водой, устанавливают в кернодержатель фильтрационной системы, создают заданные термобарические условия,- 2 038113 прокачивают керосин в объеме 3-4 объемов пор образца, замещают керосин на нефть, в условиях эксперимента определяют коэффициент проницаемости, отличающийся тем, что для обеспечения возможности проводить фильтрацию глубинной газированной пробы нефти в фильтрационной установке устанавливают пластовую температуру, пластовое давление и горное давление, установку модернизируют путем подключения пробоотборника с передвижной обогревательной системой, в пробоотборник помещают пластовую газированную пробу нефти, перед подключением в гидравлическую схему фильтрационной установки пробу нефти перемешивают качанием в ручном режиме с контролем температуры и давления для максимальной гомогенизации флюида, проводят фильтрационные исследования выпадения и формирования парафинов и асфальтенов, начало процесса формирования твердых фаз парафинов и асфальтенов регистрируют по резкому уменьшению коэффициента проницаемости.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что фильтрационные исследования выпадения и формирования парафинов проводят на образцах керна в режиме ступенчатого снижения пластовой температуры с поддержанием постоянного горного давления и пластового давления, температуру снижают от пластовой температуры до температуры на 5-10° ниже температуры выпадения парафинов.
- 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что фильтрационные исследования выпадения и формирования асфальтенов проводят на образцах керна в режиме ступенчатого снижения пластового давления с поддержанием постоянного горного давления и пластовой температуры, давление снижают от пластового давления до давления насыщения растворенных газов.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018109268A RU2680843C1 (ru) | 2018-03-15 | 2018-03-15 | Способ определения коэффициента проницаемости при изменении термобарических условий на образцах керна |
| PCT/RU2019/000098 WO2019177488A1 (ru) | 2018-03-15 | 2019-02-18 | Способ определения коэффициента проницаемости на образцах керна |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA202000207A1 EA202000207A1 (ru) | 2021-01-14 |
| EA038113B1 true EA038113B1 (ru) | 2021-07-08 |
Family
ID=65632557
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA202000207A EA038113B1 (ru) | 2018-03-15 | 2019-02-18 | Способ определения коэффициента проницаемости на образцах керна |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA038113B1 (ru) |
| RU (1) | RU2680843C1 (ru) |
| WO (1) | WO2019177488A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110160932B (zh) * | 2019-06-03 | 2023-12-15 | 西南石油大学 | 一种油水相对渗透率曲线测试装置及测试方法 |
| CN112081560B (zh) * | 2020-09-01 | 2022-10-28 | 成都理工大学 | 一种海上深层高温超压气藏开发方法 |
| CN111980666B (zh) * | 2020-09-03 | 2024-05-14 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种基于井下烃类检测技术控制硫化氢侵入井筒的方法 |
| CN112014294B (zh) * | 2020-09-11 | 2024-06-18 | 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 | 一种原油沥青质引起的岩石渗透率损害定量评价装置及其应用 |
| CN112266861A (zh) * | 2020-09-14 | 2021-01-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油藏微生物储运装置及应用 |
| CN112444477B (zh) * | 2020-12-14 | 2024-10-18 | 青海省柴达木综合地质矿产勘查院 | 一种室内渗透试验用装置及其操作方法 |
| CN113340993B (zh) * | 2021-06-01 | 2023-07-14 | 中国石油大学(北京) | 一种针对稠油饱和岩样可控温控压的超声监测装置及方法 |
| CN114062610B (zh) * | 2021-11-16 | 2023-07-21 | 西南石油大学 | 一种在实验室恢复页岩油储层的装置及方法 |
| CN116908409B (zh) * | 2023-07-13 | 2024-08-02 | 中国石油大学(华东) | 超深层凝析气藏井筒固相沉积预测与治理评价装置及方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4773254A (en) * | 1987-07-07 | 1988-09-27 | Chevron Research Company | Automated steady state relative permeability measurement system |
| RU2224105C1 (ru) * | 2002-08-30 | 2004-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ определения восстановления проницаемости горных пород |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4253327A (en) * | 1979-09-17 | 1981-03-03 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for measuring rock permeability at elevated pressures and temperature |
| SU1068590A1 (ru) * | 1982-02-26 | 1984-01-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Способ определени проницаемости горной породы,слагающей стенки скважины и устройство дл его осуществлени |
| SU1749779A1 (ru) * | 1989-04-18 | 1992-07-23 | Украинский Научно-Исследовательский Геологоразведочный Институт | Способ определени относительных фазовых проницаемостей при двухфазной фильтрации |
| CN105403497A (zh) * | 2015-12-08 | 2016-03-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 岩心渗透率演化模拟方法与系统 |
-
2018
- 2018-03-15 RU RU2018109268A patent/RU2680843C1/ru active
-
2019
- 2019-02-18 EA EA202000207A patent/EA038113B1/ru unknown
- 2019-02-18 WO PCT/RU2019/000098 patent/WO2019177488A1/ru active Application Filing
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4773254A (en) * | 1987-07-07 | 1988-09-27 | Chevron Research Company | Automated steady state relative permeability measurement system |
| RU2224105C1 (ru) * | 2002-08-30 | 2004-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ определения восстановления проницаемости горных пород |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| OST 39-235-89 Neft metod opredeleniia fazovykh pronitsaemostei v laboratornykh usloviiakh pri sovmestnoi statsionarnoi filtratsii - Izdanie ofitsialnoe, 01.07.1989, chapters 3-5 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2019177488A1 (ru) | 2019-09-19 |
| RU2680843C1 (ru) | 2019-02-28 |
| EA202000207A1 (ru) | 2021-01-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2680843C1 (ru) | Способ определения коэффициента проницаемости при изменении термобарических условий на образцах керна | |
| US10168265B2 (en) | Portable apparatus and methods for analyzing injection fluids | |
| Manrique et al. | Historical and recent observations in polymer floods: an update review | |
| Thawer et al. | Asphaltene deposition in production facilities | |
| Jamaluddin et al. | Laboratory techniques to measure thermodynamic asphaltene instability | |
| RU2447947C2 (ru) | Способ и устройство для получения образцов тяжелой нефти из образца пластового резервуара | |
| WO2020214167A1 (en) | Extrapolating laboratory data in order to make reservoir scale performance predictions | |
| US11585741B2 (en) | Portable apparatus and methods for analyzing injection fluids | |
| Esmaeili et al. | Experimental study of the effect of solvent addition and temperature on two-phase bitumen/water relative permeability | |
| Shedid et al. | Formation damage caused by simultaneous sulfur and asphaltene deposition | |
| Struchkov et al. | Laboratory investigation of organic-scale prevention in a Russian oil field | |
| Kokal et al. | Asphaltene precipitation in high gas-oil ratio wells | |
| Kariznovi et al. | Experimental, modelling and optimisation of asphaltene deposition and adsorption in porous media | |
| De Franceschi et al. | Pipe dope as a source of oil and gas formation damage | |
| RU2698345C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи | |
| Tipura et al. | Increasing oil recovery on the grane field with challenging PWRI | |
| Kokal et al. | Asphaltene precipitation in a saturated gas-cap reservoir | |
| Zakirov et al. | Experimental study of the features of filtration of non-Newtonian oils in a porous medium | |
| Dong | Quantification of Mutual Mass Transfer of Gas-Light Oil Systems at High Pressures and Elevated Temperatures | |
| Olkhovskaya et al. | Estimation of field production profiles in case of asphaltene deposition | |
| Belonogov et al. | Increase in intake capacity by dynamic operation of injection wells | |
| RU2750776C1 (ru) | Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах | |
| Rodriguez M | Characterization and Modeling of Asphaltenes for Complex Reservoirs in Venezuela: State of the Art | |
| Hameed et al. | Reducing Water Cut Using Polyacrylamide Polymers | |
| Drozdov | Developing schemes of field benches for tests of submersible pumps at liquid and gas delivering (Russian) |