RU2016135031A - Определение состава обрабатывающего флюида, используя модель мини-пласта - Google Patents
Определение состава обрабатывающего флюида, используя модель мини-пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016135031A RU2016135031A RU2016135031A RU2016135031A RU2016135031A RU 2016135031 A RU2016135031 A RU 2016135031A RU 2016135031 A RU2016135031 A RU 2016135031A RU 2016135031 A RU2016135031 A RU 2016135031A RU 2016135031 A RU2016135031 A RU 2016135031A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- potentially suitable
- mini
- porous structure
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims 88
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims 2
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 32
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 23
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 23
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 14
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 claims 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 claims 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 2
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 claims 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 2
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 claims 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 claims 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims 1
Classifications
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
- G01N21/84—Systems specially adapted for particular applications
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/02—Devices for withdrawing samples
- G01N1/10—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N11/00—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties
-
- 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
- G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
- G01N21/01—Arrangements or apparatus for facilitating the optical investigation
- G01N21/03—Cuvette constructions
- G01N21/05—Flow-through cuvettes
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
- G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
- G01N21/25—Colour; Spectral properties, i.e. comparison of effect of material on the light at two or more different wavelengths or wavelength bands
- G01N21/27—Colour; Spectral properties, i.e. comparison of effect of material on the light at two or more different wavelengths or wavelength bands using photo-electric detection ; circuits for computing concentration
- G01N21/272—Colour; Spectral properties, i.e. comparison of effect of material on the light at two or more different wavelengths or wavelength bands using photo-electric detection ; circuits for computing concentration for following a reaction, e.g. for determining photometrically a reaction rate (photometric cinetic analysis)
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
- G01N21/84—Systems specially adapted for particular applications
- G01N21/85—Investigating moving fluids or granular solids
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Pathology (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Spectroscopy & Molecular Physics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- External Artificial Organs (AREA)
- Bidet-Like Cleaning Device And Other Flush Toilet Accessories (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Claims (68)
1. Способ, включающий:
введение первого потенциально подходящего флюида в пористую структуру первой модели мини-пласта;
введение второго потенциально подходящего флюида в пористую структуру второй модели мини-пласта;
получение первых визуальных данных потока первого потенциально подходящего флюида через первую модель мини-пласта;
получение вторых визуальных данных потока второго потенциально подходящего флюида через вторую модель мини-пласта;
выбор флюида для введения в подземный продуктивный пласт, основываясь по меньшей мере частично на визуальном анализе первых и вторых визуальных данных.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что
указанные первый и второй потенциально подходящие флюиды находятся в составе множества потенциально подходящих флюидов;
каждый из множества потенциально подходящих флюидов содержит соединение, выбранное из группы, состоящей из: обрабатывающих флюидов, добавок и любой их комбинации; и
флюид для введения в подземный продуктивный пласт выбирается из множества потенциально подходящих флюидов.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что каждая из пористых структур первой модели мини-пласта и пористых структур второй модели мини-пласта выполнена с возможностью приблизительно соответствовать пористой структуре внутри подземного продуктивного пласта.
4. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
закачку первого углеводородного флюида в пористую структуру первой модели мини-пласта;
закачку второго углеводородного флюида в пористую структуру второй модели мини-пласта;
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что первый углеводородный флюид закачивается перед закачкой первого потенциально подходящего флюида; и дополнительно отличающийся тем, что второй углеводородный флюид закачивается перед закачкой второго потенциально подходящего флюида.
6. Способ по п. 4,
отличающийся тем, что закачка первого углеводородного флюида по существу завершена перед закачкой первого потенциально подходящего флюида; и
при том, что закачка второго углеводородного флюида по существу завершена перед закачкой второго потенциально подходящего флюида.
7. Способ по п. 4, отличающийся тем, что первый потенциально подходящий флюид закачивается по меньшей мере частично одновременно с первым углеводородным флюидом; и дополнительно отличающийся тем, что второй потенциально подходящий флюид закачивается по меньшей мере частично одновременно со вторым углеводородным флюидом.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что каждый из первого и второго углеводородных флюидов закачивается в режиме непрерывного потока.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что каждый из первого потенциально подходящего флюида и второго потенциально подходящего флюида закачивается по существу одновременно.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что каждые из первых визуальных данных и вторых визуальных данных получаются, когда каждый из первого потенциально подходящего флюида и второго потенциально подходящего флюида закачивается в модель мини-пласта с примерно одинаковым напором.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что пористая структура первой модели мини-пласта содержит нано-поры; и дополнительно отличающийся тем, что пористая структура второй модели мини-пласта содержит нано-поры.
12. Способ по п. 4, отличающийся тем, что каждый из первого и второго углеводородных флюидов имеет по существу одинаковые составы.
13. Способ по п. 4, отличающийся тем, что каждый из первого и второго углеводородных флюидов отбираются из одного и того же продуктивного пласта.
14. Способ по п. 4, отличающийся тем, что каждый потенциально подходящий флюид содержит поверхностно-активное вещество.
15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что выбранный флюид содержит жидкость для гидроразрыва.
16. Способ по п. 14, отличающийся тем, что выбор флюида для введения в подземный продуктивный пласт включает выбор потенциально подходящего флюида, содержащего слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество.
17. Способ по п. 14, отличающийся тем, что визуальный анализ первых и вторых визуальных данных включает оценку тенденции к эмульгированию.
18. Способ по п. 17, дополнительно включающий:
встряхивание первой модели мини-пласта, пока первая модель мини-пласта содержит один или более флюидов в ней; и
встряхивание второй модели мини-пласта, пока вторая модель мини-пласта содержит один или более флюидов в ней.
19. Способ, включающий:
закачку углеводородного флюида в пористую структуру модели мини-пласта;
закачку второго флюида в пористую структуру;
определение насыщения углеводородным флюидом, закачанным в пористую структуру;
определение насыщения вторым флюидом, закачанным в пористую структуру; и
основываясь по меньшей мере частично на определении насыщения каждым из углеводородного флюида и второго флюида, определение коэффициента извлечения нефти, связанного со вторым флюидом.
20. Способ по п. 19, дополнительно включающий закачку подготовительного флюида в пористую структуру и определение насыщения подготовительным флюидом, закачанным в пористую структуру; при этом определение коэффициента извлечения нефти, связанного со вторым флюидом, дополнительно основано по меньшей мере частично на определении насыщения подготовительным флюидом.
21. Способ по п. 19, дополнительно включающий:
закачку дополнительной порции углеводородного флюида в пористую структуру второй модели мини-пласта;
закачку третьего флюида в пористую структуру второй модели мини-пласта;
определение насыщения дополнительной порцией углеводородного флюида, закачанным в пористую структуру второй модели мини-пласта;
определение насыщения третьим флюидом, закачанным в пористую структуру второй модели мини-пласта; и
основываясь по меньшей мере частично на определении насыщения каждой из дополнительной порцией углеводородного флюида и третьим флюидом, определение второго коэффициента извлечения нефти, ассоциирующегося с третьим флюидом.
22. Способ по п. 21, отличающийся тем, что каждый из второго флюида и третьего флюида представляет собой потенциально подходящий обрабатывающий флюид из множества потенциально подходящих обрабатывающих флюидов.
23. Способ по п. 22, дополнительно включающий:
выбор обрабатывающего флюида из множества потенциально подходящих обрабатывающих флюидов для использования в подземном продуктивном пласте, основываясь по меньшей мере частично на определении коэффициента извлечения нефти и второго коэффициента извлечения нефти.
24. Способ по п. 23, отличающийся тем, что выбранный обрабатывающий флюид содержит слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество.
25. Способ, включающий:
закачку углеводородного флюида в каждую из множества моделей мини-пласта, причем каждая модель мини-пласта содержит пористую структуру;
закачку каждого из множества потенциально подходящих флюидов в соответствующую одну из множества моделей мини-пласта;
наблюдение сравнительных характеристик каждого из множества потенциально подходящих флюидов в каждой соответствующей модели мини-пласта; и
выбор потенциально подходящего флюида из множества потенциально подходящих флюидов для использования в подземном продуктивном пласте, основываясь по меньшей мере частично на наблюдаемых сравнительных характеристиках.
26. Способ по п. 25, отличающийся тем, что каждый потенциально подходящий флюид содержит соединение, выбранное из группы, состоящей из: поверхностно-активных веществ; ингибиторов коррозии; ингибиторов отложений; газов для закачки газа; понизителей трения; пенообразователей; ингибиторов образования гидратов; парафиновых ингибиторов; биоцидов; загустителей; антиэмульгаторов; и их комбинаций.
27. Способ, включающий:
закачку первого потенциально подходящего флюида в первую пористую структуру модели мини-пласта;
закачку второго потенциально подходящего флюида во вторую пористую структуру модели мини-пласта;
получение первых визуальных данных потока первого потенциально подходящего флюида через первую пористую структуру;
получение вторых визуальных данных потока второго потенциально подходящего флюида через вторую пористую структуру; и
выбор флюида для введения в подземный продуктивный пласт, основываясь по меньшей мере частично на визуальном анализе первых и вторых визуальных данных.
28. Способ по п. 27, дополнительно включающий:
закачку первого углеводородного флюида в первую пористую структуру; и
закачку второго углеводородного флюида во вторую пористую структуру;
29. Способ по п. 28, отличающийся тем, что первый углеводородный флюид закачивается перед закачкой первого потенциально подходящего флюида; и дополнительно отличающийся тем, что второй углеводородный флюид закачивается перед закачкой второго потенциально подходящего флюида.
30. Способ по п. 29, отличающийся тем, что каждый из первого и второго углеводородных флюидов отбирается из того же подземного продуктивного пласта.
31. Способ по п. 30, отличающийся тем, что каждый потенциально подходящий флюид содержит поверхностно-активное вещество; и дополнительно отличающийся тем, что флюид для введения в подземный продуктивный пласт выбран из множества потенциально подходящих флюидов.
32. Способ по п. 27, отличающийся тем, что первый потенциально подходящий флюид и второй потенциально подходящий флюид закачиваются по существу одновременно.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2014/032993 WO2015152942A1 (en) | 2014-04-04 | 2014-04-04 | Determining treatment fluid composition using a mini-reservoir device |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016135031A true RU2016135031A (ru) | 2018-05-07 |
| RU2016135031A3 RU2016135031A3 (ru) | 2018-05-07 |
| RU2662824C2 RU2662824C2 (ru) | 2018-07-31 |
Family
ID=54241066
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016135031A RU2662824C2 (ru) | 2014-04-04 | 2014-04-04 | Определение состава обрабатывающего флюида, используя модель мини-пласта |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9488586B2 (ru) |
| CN (1) | CN106471357B (ru) |
| AU (1) | AU2014389498B2 (ru) |
| CA (1) | CA2941370C (ru) |
| DE (1) | DE112014006554T5 (ru) |
| GB (1) | GB2538456B (ru) |
| MX (1) | MX358599B (ru) |
| NO (1) | NO345775B1 (ru) |
| RU (1) | RU2662824C2 (ru) |
| SA (1) | SA516371758B1 (ru) |
| WO (1) | WO2015152942A1 (ru) |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105869496A (zh) * | 2016-06-02 | 2016-08-17 | 北京科技大学 | 一种可视化微观孔隙结构仿真物理模型及制作方法 |
| CN106437697B (zh) * | 2016-11-03 | 2023-03-21 | 西南石油大学 | 一种模拟五点井网微观刻蚀可视化模型及其使用方法 |
| CN107327288B (zh) * | 2017-07-06 | 2020-02-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 注气油井选井方法 |
| AR114207A1 (es) * | 2018-01-15 | 2020-08-05 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Utilización de microfluidos como tecnología de evaluación rápida para una recuperación mejorada de petróleo |
| CN109025983B (zh) * | 2018-07-27 | 2021-08-13 | 中国石油大学(北京) | 一种模拟致密油藏微观模型制作方法 |
| CA3109002A1 (en) | 2018-08-23 | 2020-02-27 | Interface Fluidics Ltd. | Holder for a microfluidic chip |
| CN109709299B (zh) * | 2018-11-16 | 2022-03-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种基于烃源岩生排烃率的有机碳恢复系数评价方法 |
| US11285476B2 (en) | 2019-01-08 | 2022-03-29 | Interface Fluidics Ltd. | Microfluidic devices and systems, and methods for operating microfluidic devices and systems |
| CA3075568A1 (en) | 2019-04-01 | 2020-10-01 | Interface Fluidics Ltd. | Microfluidic injection and manifold assembly |
| US10871431B2 (en) | 2019-04-17 | 2020-12-22 | Saudi Arabian Oil Company | Porous micromodel network to simulate formation flows |
| RU2738147C1 (ru) * | 2020-04-14 | 2020-12-08 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ ингибирования скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений |
| US11449083B2 (en) | 2020-08-04 | 2022-09-20 | International Business Machines Corporation | Evaluating enhanced oil recovery methods |
| US11261076B1 (en) * | 2020-08-13 | 2022-03-01 | Pepsico, Inc. | Beverage dispense monitoring with camera |
| WO2022051628A1 (en) | 2020-09-03 | 2022-03-10 | Saudi Arabian Oil Company | Injecting multiple tracer tag fluids into a wellbore |
| US11660595B2 (en) | 2021-01-04 | 2023-05-30 | Saudi Arabian Oil Company | Microfluidic chip with multiple porosity regions for reservoir modeling |
| CN112727430B (zh) * | 2021-01-12 | 2022-07-26 | 西南石油大学 | 一种导流能力测试装置 |
| US11534759B2 (en) | 2021-01-22 | 2022-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | Microfluidic chip with mixed porosities for reservoir modeling |
| US11808146B2 (en) * | 2021-01-25 | 2023-11-07 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus and method for observing performance of a treatment fluid in a core sample |
| CN113358683B (zh) * | 2021-06-11 | 2022-04-12 | 西南石油大学 | 一种研究岩心端面效应的水驱油实验装置及方法 |
| US12000278B2 (en) | 2021-12-16 | 2024-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Determining oil and water production rates in multiple production zones from a single production well |
| CN114542037B (zh) * | 2022-03-16 | 2022-12-20 | 济南赢创智联技术咨询有限公司 | 一种利用微流体晶片的蒸汽共注溶剂筛选方法 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3995693A (en) * | 1976-01-20 | 1976-12-07 | Phillips Petroleum Company | Reservoir treatment by injecting mixture of CO2 and hydrocarbon gas |
| US4249608A (en) * | 1979-05-09 | 1981-02-10 | Texaco Inc. | Polymer-containing fluid and an oil recovery method using the fluid |
| US4536301A (en) * | 1981-08-31 | 1985-08-20 | Uop Inc. | Enhanced oil recovery |
| DK50993A (da) | 1993-05-04 | 1994-11-05 | Maersk Olie & Gas | Metode til at bestemme produktionsudbyttet af hver af faserne i en brøndstrøm |
| US5498960A (en) * | 1994-10-20 | 1996-03-12 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas in reservoirs |
| US5711373A (en) * | 1995-06-23 | 1998-01-27 | Exxon Production Research Company | Method for recovering a hydrocarbon liquid from a subterranean formation |
| FR2824652B1 (fr) * | 2001-05-09 | 2003-10-31 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour determiner par simulation numerique les conditions de restauration par les fluides d'un gisement, d'un puits complexe endommage par les operations de forage |
| US7461694B2 (en) * | 2005-11-16 | 2008-12-09 | Rhodia Inc. | Methods for recovering oil from an oil reservoir |
| CN103061725B (zh) * | 2006-09-08 | 2015-08-19 | 英国石油勘探运作有限公司 | 烃采收工艺 |
| WO2009065793A1 (en) * | 2007-11-19 | 2009-05-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In-situ fluid compatibility testing using a wireline formation tester |
| US7784539B2 (en) * | 2008-05-01 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrocarbon recovery testing method |
| US9546959B2 (en) * | 2011-09-16 | 2017-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for measurement of reservoir fluid properties |
| CN103216222B (zh) * | 2013-04-30 | 2015-08-12 | 北京科技大学 | 一种模拟微生物驱油的高温高压可视化装置以及模拟方法 |
| RU134581U1 (ru) * | 2013-05-07 | 2013-11-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Гидродинамический стенд для моделирования работы горизонтальных нефтегазовых скважин |
-
2014
- 2014-04-04 GB GB1614513.8A patent/GB2538456B/en active Active
- 2014-04-04 WO PCT/US2014/032993 patent/WO2015152942A1/en active Application Filing
- 2014-04-04 MX MX2016011588A patent/MX358599B/es active IP Right Grant
- 2014-04-04 CA CA2941370A patent/CA2941370C/en active Active
- 2014-04-04 DE DE112014006554.4T patent/DE112014006554T5/de not_active Ceased
- 2014-04-04 US US14/895,464 patent/US9488586B2/en active Active
- 2014-04-04 RU RU2016135031A patent/RU2662824C2/ru active
- 2014-04-04 CN CN201480076688.XA patent/CN106471357B/zh active Active
- 2014-04-04 NO NO20161305A patent/NO345775B1/en unknown
- 2014-04-04 AU AU2014389498A patent/AU2014389498B2/en active Active
-
2016
- 2016-08-28 SA SA516371758A patent/SA516371758B1/ar unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2662824C2 (ru) | 2018-07-31 |
| MX358599B (es) | 2018-08-27 |
| WO2015152942A1 (en) | 2015-10-08 |
| GB2538456A (en) | 2016-11-16 |
| CN106471357A (zh) | 2017-03-01 |
| US9488586B2 (en) | 2016-11-08 |
| SA516371758B1 (ar) | 2020-01-08 |
| CA2941370C (en) | 2018-07-03 |
| CA2941370A1 (en) | 2015-10-08 |
| RU2016135031A3 (ru) | 2018-05-07 |
| NO20161305A1 (en) | 2016-08-16 |
| CN106471357B (zh) | 2019-08-27 |
| GB2538456B (en) | 2020-09-09 |
| GB201614513D0 (en) | 2016-10-12 |
| MX2016011588A (es) | 2016-11-29 |
| NO345775B1 (en) | 2021-08-02 |
| DE112014006554T5 (de) | 2016-12-15 |
| AU2014389498B2 (en) | 2017-06-22 |
| AU2014389498A1 (en) | 2016-09-01 |
| US20160123890A1 (en) | 2016-05-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2016135031A (ru) | Определение состава обрабатывающего флюида, используя модель мини-пласта | |
| EA201170489A1 (ru) | Микроэмульгаторы и способы их получения и применения | |
| GB2533226A (en) | Methods and systems for evaluation of rock permeability, porosity, and fluid composition | |
| EA201590946A1 (ru) | Скважинные флюиды, содержащие минеральные частицы, и способы, относящиеся к ним | |
| EA201690703A1 (ru) | Твердые частицы в скважинных жидкостях | |
| EA201000548A1 (ru) | Скважинные флюиды | |
| Wang et al. | Influence of wettability alteration to preferential gas-wetting on displacement efficiency at elevated temperatures | |
| RU2016134036A (ru) | Индексы структурного различия верхних зон заполнения ордовикского известняка и способ их определения | |
| Wang et al. | An investigation of fluid leak-off due to osmotic and capillary effects and its impact on micro-fracture generation during hydraulic fracturing stimulation of gas shale | |
| CN106522931A (zh) | 模拟地层条件下的注入水伤害评价方法 | |
| BR112013011560A2 (pt) | recuperação de óleo intensificada em reservatórios de permeabilidade baixa | |
| AR097249A1 (es) | Método de fractura hidráulica | |
| CN105715244A (zh) | 改造煤储层的设计方法 | |
| Morsy et al. | Surfactant preflood to improve waterflooding performance in shale formations | |
| Mehana et al. | Numerical investigation of the osmatic flow impact on the load recovery and early well performance | |
| GB2535405A (en) | Biodegradable, food grade shale stabilizer for use in oil and gas wells | |
| Al-Zaidi et al. | Liquid CO2 behaviour during water displacement in a sandstone core sample | |
| Briner et al. | Hydraulic fracture initiation and propagation model provides theoretical ground for hybrid-type fracturing schedules in unconventional gas reservoir in the Sultanate of Oman | |
| Xie et al. | Two-phase pressure transient analysis for multi-stage fractured horizontal well in shale gas reservoirs | |
| EA201892355A2 (ru) | Усовершенствования, относящиеся к нагнетательным скважинам | |
| Al-Zaidi et al. | Supercritical CO2 behaviour during water displacement in a sandstone core sample | |
| 马云飞 et al. | Physical simulation of enhancing oil recovery by simultaneous water and gas injection flooding | |
| EA201790947A1 (ru) | Флюид с содержанием калия для повышения нефтеотдачи, соответствующие способы и конструкции | |
| Destefanis et al. | Influence of relative permeabilities on chemical enhanced oil recovery | |
| RU2818282C1 (ru) | Способ создания подземного хранилища газа в водоносном пласте-коллекторе |