RU2014112787A - Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины - Google Patents
Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2014112787A RU2014112787A RU2014112787/03A RU2014112787A RU2014112787A RU 2014112787 A RU2014112787 A RU 2014112787A RU 2014112787/03 A RU2014112787/03 A RU 2014112787/03A RU 2014112787 A RU2014112787 A RU 2014112787A RU 2014112787 A RU2014112787 A RU 2014112787A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- surfactant
- surfactants
- water
- determination
- sample
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N13/00—Investigating surface or boundary effects, e.g. wetting power; Investigating diffusion effects; Analysing materials by determining surface, boundary, or diffusion effects
- G01N13/02—Investigating surface tension of liquids
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N13/00—Investigating surface or boundary effects, e.g. wetting power; Investigating diffusion effects; Analysing materials by determining surface, boundary, or diffusion effects
- G01N13/02—Investigating surface tension of liquids
- G01N2013/0275—Investigating surface tension of liquids involving surface-active agents
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Pathology (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Immunology (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Investigating Or Analysing Biological Materials (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
1. Способ выбора поверхностно-активного вещества (ПАВ) для применения при обработке пласта, содержащий:взятие пробы воды из пласта;обеспечение по меньшей мере двух ПАВ;смешивание каждого из этих ПАВ с пластовой водой для создания образцов смеси ПАВ и воды;определение растворимости каждого ПАВ в пластовой воде;сравнение растворимости всех ПАВ между собой; иприсваивание показателя качества по растворимости каждому ПАВ на основе его растворимости в образце пластовой воды в сравнении с другим ПАВ.2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап определения растворимости каждого ПАВ выполняют при помощи нефелометра, а этап сравнения растворимостей всех ПАВ между собой выполняют путем сравнения процентных величин мутности образцов смеси ПАВ и воды.3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит:определение коэффициента диффузии каждого образца смеси ПАВ и воды;сравнение коэффициентов диффузии всех образцов смеси ПАВ и воды; иприсваивание показателя качества по коэффициенту диффузии каждому ПАВ на основе коэффициента диффузии соответствующего образца смеси ПАВ и воды в сравнении с другим ПАВ.4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что этап определения коэффициентов диффузии дополнительно содержит:определение характеристического времени τи равновесного поверхностного натяжения γпутем аппроксимации данных в соответствии с формулой:;определение коэффициента диффузии по размеру молекул а и объемному содержанию ϕПАВ в соответствии с формулой:.5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит:взятие пробы неочищенной нефти из пласта;смешивание неочищенной нефти с поверхностно-активными вещес
Claims (13)
1. Способ выбора поверхностно-активного вещества (ПАВ) для применения при обработке пласта, содержащий:
взятие пробы воды из пласта;
обеспечение по меньшей мере двух ПАВ;
смешивание каждого из этих ПАВ с пластовой водой для создания образцов смеси ПАВ и воды;
определение растворимости каждого ПАВ в пластовой воде;
сравнение растворимости всех ПАВ между собой; и
присваивание показателя качества по растворимости каждому ПАВ на основе его растворимости в образце пластовой воды в сравнении с другим ПАВ.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап определения растворимости каждого ПАВ выполняют при помощи нефелометра, а этап сравнения растворимостей всех ПАВ между собой выполняют путем сравнения процентных величин мутности образцов смеси ПАВ и воды.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит:
определение коэффициента диффузии каждого образца смеси ПАВ и воды;
сравнение коэффициентов диффузии всех образцов смеси ПАВ и воды; и
присваивание показателя качества по коэффициенту диффузии каждому ПАВ на основе коэффициента диффузии соответствующего образца смеси ПАВ и воды в сравнении с другим ПАВ.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что этап определения коэффициентов диффузии дополнительно содержит:
определение характеристического времени τd и равновесного поверхностного натяжения γeq путем аппроксимации данных в соответствии с формулой:
определение коэффициента диффузии по размеру молекул а и объемному содержанию ϕb ПАВ в соответствии с формулой:
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит:
взятие пробы неочищенной нефти из пласта;
смешивание неочищенной нефти с поверхностно-активными веществами для приготовления образцов смеси неочищенной нефти и ПАВ;
механическое встряхивание образцов смеси неочищенной нефти и ПАВ;
определение скорости расслаивания фаз для каждого образца смеси неочищенной нефти и ПАВ;
сравнение скоростей расслаивания фаз для всех образцов смеси неочищенной нефти и ПАВ; и
присваивание показателя качества по скорости расслаивания фаз каждому ПАВ на основе скорости расслаивания фаз для соответствующего образца смеси неочищенной нефти и ПАВ в сравнении с другим ПАВ.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что этап определения скорости расслоения фаз дополнительно содержит:
расчет скоростей расслаивания фаз по наклонам кривых в соответствии с формулой:
Δ прямое или обратное рассеяние = f (время).
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит:
обеспечение измельченного керна пласта, насыщенного нефтью, из этого пласта;
создание для каждого ПАВ раствора ПАВ;
прокачивание раствора ПАВ для каждого ПАВ через измельченный керн пласта для получения эффлюента;
определение нефтеотдачи для каждого ПАВ по эффлюенту;
сравнение нефтеотдачи для каждого ПАВ; и
присваивание показателя качества по нефтеотдаче каждому ПАВ на основе нефтеотдачи соответствующего ПАВ в сравнении с другим ПАВ.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что нефтеотдачу определяют при помощи инфракрасной спектроскопии.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит:
обеспечение измельченного керна пласта;
приведение измельченного керна пласта в контакт с каждым ПАВ;
определение капиллярного давления для каждого ПАВ;
сравнение капиллярного давления для каждого ПАВ; и
присваивание показателя качества по капиллярному давлению каждому ПАВ на основе капиллярного давления соответствующего ПАВ в сравнении с другим ПАВ.
10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что этап определения капиллярного давления для каждого ПАВ дополнительно содержит:
определение приращения массы измельченного керна пласта;
создание графика зависимости квадрата этого приращения массы от времени; и
нахождение наклонов кривых на этом графике.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит:
выбор проппанта для применения в пласте;
приведение проппанта в контакт с каждым ПАВ;
определение поверхностного натяжения для каждого ПАВ;
сравнение поверхностного натяжения для каждого ПАВ; и
присваивание показателя качества по поверхностному натяжению каждому ПАВ на основе поверхностного натяжения соответствующего ПАВ в сравнении с другим ПАВ.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что этап определения поверхностного натяжения дополнительно содержит:
измерение количества остатка ПАВ.
13. Способ выбора поверхностно-активного вещества для применения при обработке пласта, содержащий:
выбор по меньшей мере двух ПАВ;
выбор проппанта;
получение пробы воды из пласта;
получение пробы неочищенной нефти из пласта;
получение керна из пласта;
определение растворимости в образце воды для каждого ПАВ;
определение динамического поверхностного натяжения для каждого ПАВ в образце воды;
определение способности каждого ПАВ создавать эмульсию в образце неочищенной нефти;
определение нефтеотдачи для каждого ПАВ в керне, насыщенном образцом неочищенной нефти;
определение капиллярного давления для каждого ПАВ в керне;
определение адсорбции каждого ПАВ на выбранном проппанте; выбор ПАВ для применения при обработке пласта.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201161573967P | 2011-09-15 | 2011-09-15 | |
| US61/573,967 | 2011-09-15 | ||
| PCT/US2012/054768 WO2013039980A1 (en) | 2011-09-15 | 2012-09-12 | Method for selection of surfactants in well stimulation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014112787A true RU2014112787A (ru) | 2015-10-20 |
| RU2611804C2 RU2611804C2 (ru) | 2017-03-01 |
Family
ID=47879356
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014112787A RU2611804C2 (ru) | 2011-09-15 | 2012-09-12 | Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9422470B2 (ru) |
| EP (1) | EP2756159A4 (ru) |
| CN (1) | CN104011172A (ru) |
| AU (1) | AU2012308808B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014006155A2 (ru) |
| CA (1) | CA2848366C (ru) |
| MX (1) | MX352635B (ru) |
| RU (1) | RU2611804C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013039980A1 (ru) |
Families Citing this family (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2907379C (en) | 2013-04-19 | 2019-02-26 | Multi-Chem Group, Llc | Treatment fluids comprising weakly emulsifying surfactants and associated methods |
| US9377392B2 (en) | 2013-09-05 | 2016-06-28 | Proptester, Inc. | Methods and systems for testing fluids on crushed formation materials under conditions of stress |
| US10241100B2 (en) * | 2014-03-27 | 2019-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for determining residual surfactant concentrations in produced water |
| CA2959311C (en) | 2014-11-13 | 2019-09-17 | Multi-Chem Group, Llc | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations |
| WO2016089408A1 (en) * | 2014-12-04 | 2016-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactant selection methods for fluid recovery in subterranean formations |
| AU2014413656B2 (en) * | 2014-12-10 | 2018-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactant selection for downhole treatments |
| WO2016108867A1 (en) * | 2014-12-31 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Automatic dosing of surfactant for recovered hydrocarbon enhancement |
| US10634597B2 (en) | 2015-03-31 | 2020-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for selecting surfactants |
| CN105651651B (zh) * | 2015-12-25 | 2018-09-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种聚表二元驱油中表面活性剂的筛选方法 |
| US10215679B2 (en) * | 2016-07-27 | 2019-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thin-layer chromatography for screening oil-field surfactants |
| US11473004B2 (en) | 2016-12-02 | 2022-10-18 | University Of Wyoming | Microemulsions and uses thereof to displace oil in heterogeneous porous media |
| EP3551720A4 (en) | 2016-12-11 | 2020-08-26 | Locus Oil IP Company, LLC | MICROBIAL PRODUCTS AND THEIR USES IN BIODEGRADING AND REMOVAL OF PARFFINS AND OTHER CONTAMINATING SUBSTANCES FROM OIL AND GAS PRODUCTION AND PROCESSING EQUIPMENT |
| CN110325623B (zh) | 2017-02-07 | 2022-06-07 | 轨迹石油Ip有限责任公司 | 用于降低石油的粘度的材料和方法 |
| BR112019016253A2 (pt) | 2017-02-09 | 2020-04-07 | Locus Oil Ip Company Llc | composições e métodos para redução do sulfeto de hidrogênio e corrosão influenciada por micróbios em óleo bruto, gás natural e em equipamentos associados |
| BR112019017788A2 (pt) | 2017-03-03 | 2020-03-31 | Locus Oil Ip Company, Llc | Composições e métodos para a digestão microbiana melhorada de polímeros em poços de fraturamento |
| WO2018191172A1 (en) | 2017-04-09 | 2018-10-18 | Locus Oil Ip Company, Llc | Microbial products and uses thereof to improve oil recovery |
| US10144864B1 (en) | 2017-05-09 | 2018-12-04 | University Of Wyoming | Methods for determining an optimal surfactant structure for oil recovery |
| US10907106B2 (en) | 2017-06-21 | 2021-02-02 | Locus Oil Ip Company, Llc | Treatment for upgrading heavy crude oil |
| US11555142B2 (en) | 2017-07-26 | 2023-01-17 | Locus Solutions Ipco, Llc | Two-step process for microbial enhanced oil recovery |
| US11401452B2 (en) | 2017-07-27 | 2022-08-02 | Locus Oil Ip Company, Llc | Methods of selective and non-selective plugging for water flooding in enhanced oil recovery |
| WO2019046183A1 (en) | 2017-08-27 | 2019-03-07 | Locus Oil Ip Company, Llc | SYMBIOTIC FERMENTATION OF ACINETOBACTER AND BACILLUS AND ITS APPLICATIONS |
| CA3077378A1 (en) | 2017-09-27 | 2019-04-04 | Locus Oil Ip Company, Llc | Materials and methods for recovering oil from oil sands |
| US11549052B2 (en) | 2017-11-08 | 2023-01-10 | Locus Solutions Ipco, Llc | Multifunctional composition for enhanced oil recovery, improved oil quality and prevention of corrosion |
| US11608465B2 (en) | 2018-03-27 | 2023-03-21 | Locus Solutions Ipco, Llc | Multi-functional compositions for enhanced oil and gas recovery and other petroleum industry applications |
| US10557785B2 (en) | 2018-04-11 | 2020-02-11 | Alchemy Sciences, Inc. | Test method to simulate shale oil recovery |
| CA3098893A1 (en) | 2018-04-30 | 2019-11-07 | Locus Oil Ip Company, Llc | Compositions and methods for paraffin liquefaction and enhanced oil recovery in oil wells and associated equipment |
| CN108931419B (zh) * | 2018-07-18 | 2021-03-23 | 广西贺州市科隆粉体有限公司 | 一种碳酸钙粉体活化度的检测方法 |
| WO2020028253A1 (en) | 2018-07-30 | 2020-02-06 | Locus Oil Ip Company, Llc | Compositions and methods for enhanced oil recovery from low permeability formations |
| WO2020041258A1 (en) | 2018-08-20 | 2020-02-27 | Locus Oil Ip Company, Llc | Methods for paraffin removal and extended post-primary oil recovery |
| KR20220034121A (ko) | 2019-06-20 | 2022-03-17 | 로커스 아이피 컴퍼니 엘엘씨 | 에멀산의 생산 향상을 위한 믹소박테리움 및 아시네토박터의 공배양 |
| CN111855536B (zh) * | 2020-08-18 | 2022-02-08 | 西南石油大学 | 高温高压下储层多孔介质中液烃吸附测定方法 |
| CN112358863B (zh) * | 2021-01-12 | 2023-07-21 | 山东圣哲石油装备有限公司 | 一种用于低渗透油层的化学增产液及增产方法 |
| US11685857B2 (en) * | 2021-05-14 | 2023-06-27 | Saudi Arabian Oil Company | Method of evaluating surfactants for enhanced oil recovery |
| US11873446B2 (en) | 2021-09-28 | 2024-01-16 | Third Wave Production, LLC | Injection of nonionic surfactants into wells for increased oil production |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3523355A1 (de) * | 1985-06-29 | 1987-01-08 | Huels Chemische Werke Ag | Verfahren zur gewinnung von oel aus unterirdischem speichergestein |
| US4836283A (en) | 1988-06-08 | 1989-06-06 | The Standard Oil Company | Divalent ion tolerant aromatic sulfonates |
| US6435277B1 (en) * | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
| RU2305277C1 (ru) * | 2006-04-13 | 2007-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Способ определения смачиваемости поровой поверхности неэкстрагированных пород-коллекторов |
| CA2767250C (en) | 2009-07-09 | 2019-01-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery from a formation containing a crude oil with specific solubility groups and chemical families |
| JP5506273B2 (ja) * | 2009-07-31 | 2014-05-28 | 富士フイルム株式会社 | 画像処理装置及び方法、データ処理装置及び方法、並びにプログラム |
| EA029719B1 (ru) | 2009-12-16 | 2018-05-31 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Система и компьютерно-реализуемый способ определения свойств смачиваемости флюидсодержащей пористой среды |
| US8805616B2 (en) * | 2010-12-21 | 2014-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method to characterize underground formation |
-
2012
- 2012-09-12 US US13/611,523 patent/US9422470B2/en active Active
- 2012-09-12 BR BR112014006155A patent/BR112014006155A2/pt active Search and Examination
- 2012-09-12 CN CN201280045209.9A patent/CN104011172A/zh active Pending
- 2012-09-12 RU RU2014112787A patent/RU2611804C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-09-12 CA CA2848366A patent/CA2848366C/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-09-12 AU AU2012308808A patent/AU2012308808B2/en active Active
- 2012-09-12 EP EP12831838.3A patent/EP2756159A4/en not_active Withdrawn
- 2012-09-12 WO PCT/US2012/054768 patent/WO2013039980A1/en active Application Filing
- 2012-09-12 MX MX2014003146A patent/MX352635B/es active IP Right Grant
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2848366A1 (en) | 2013-03-21 |
| MX352635B (es) | 2017-12-01 |
| EP2756159A4 (en) | 2015-12-16 |
| CN104011172A (zh) | 2014-08-27 |
| BR112014006155A2 (pt) | 2017-04-04 |
| WO2013039980A1 (en) | 2013-03-21 |
| US9422470B2 (en) | 2016-08-23 |
| MX2014003146A (es) | 2014-04-30 |
| RU2611804C2 (ru) | 2017-03-01 |
| US20130067999A1 (en) | 2013-03-21 |
| CA2848366C (en) | 2018-01-02 |
| EP2756159A1 (en) | 2014-07-23 |
| AU2012308808B2 (en) | 2016-04-28 |
| AU2012308808A1 (en) | 2014-03-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2014112787A (ru) | Способ выбора поверхностно-активного вещества для улучшения продуктивности скважины | |
| Howe et al. | Visualising surfactant enhanced oil recovery | |
| CA2818940C (en) | Method and apparatus for determination of system parameters for reducing crude unit corrosion | |
| RU2014123675A (ru) | Способ определения местоположения, размера и состава флюидов подземной углеводородной залежи | |
| US20200333316A1 (en) | Method for evaluating mixing effect of co2 oil-displacing and mixing agent and method for screening co2 oil-displacing and mixing agent | |
| CN103411956A (zh) | 表面增强拉曼光谱快速检测碘酸根的方法及其应用 | |
| Andersen et al. | Characteristic forced and spontaneous imbibition behavior in strongly water-wet sandstones based on experiments and simulation | |
| Rane et al. | New Dynamic-Surface-Tension Analysis Yields Improved Residual Surfactant Measurements in Flowback and Produced Waters | |
| Wu et al. | The influence of ionic strength on carbonate-based spectroscopic barometry for aqueous fluids: an in-situ Raman study on Na2CO3-NaCl solutions | |
| RU2017116073A (ru) | Определение фракции связанного углеводорода и пористости посредством диэлектрической спектроскопии | |
| RU2331056C1 (ru) | Способ определения влияния проникновения фильтратов технологических жидкостей на фильтрационные характеристики пород | |
| Lyford et al. | The Marangoni effect and enhanced oil recovery Part 2. Interfacial tension and drop instability | |
| RU2507500C1 (ru) | Способ измерения весовой концентрации глинистого материала в образце пористой среды | |
| Weldeab et al. | Comparison of foraminiferal cleaning procedures for Mg/Ca paleothermometry on core material deposited under varying terrigenous‐input and bottom water conditions | |
| RU2488092C1 (ru) | Способ определения концентрации газа в жидкости | |
| Kaprielova et al. | Improved Amott Tests Help Quantify Primary Driving Forces in Spontaneous Imbibition in Water-Wet and Oil-Wet Limestone Rock | |
| RU2787871C2 (ru) | Способ оценки эффекта смешивания средства для вытеснения и смешивания нефти с применением co2 и способ отбора средства для вытеснения и смешивания нефти с применением co2 | |
| Mushabe et al. | Ion Composition Effect on Spontaneous Imbibition in Limestone Cores | |
| Andersen et al. | Experimental and simulation based interpretation of characteristic behavior during forced and spontaneous imbibition in strongly water-wet sandstones | |
| Noguchi et al. | Fast measurement of dissolved inorganic carbon concentration for small-volume interstitial water by acid extraction and nondispersive infrared gas analysis | |
| Gabsia | Peculiarities in formation wettability evaluation techniques (Russian) | |
| Pogge von Strandmann et al. | Modern and Cenozoic records of magnesium behaviour from foraminiferal Mg isotopes | |
| CN113686747B (zh) | 一种碳酸盐岩储层渗透率描述方法及装置 | |
| RU2490629C1 (ru) | Способ извлечения кофеина из водного раствора | |
| Adam | Characterizing solutes with sound |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190913 |