RU2304705C1 - Method of developing nonuniform oil pool - Google Patents
Method of developing nonuniform oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2304705C1 RU2304705C1 RU2006138574/03A RU2006138574A RU2304705C1 RU 2304705 C1 RU2304705 C1 RU 2304705C1 RU 2006138574/03 A RU2006138574/03 A RU 2006138574/03A RU 2006138574 A RU2006138574 A RU 2006138574A RU 2304705 C1 RU2304705 C1 RU 2304705C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- development
- optical properties
- low
- Prior art date
Links
Landscapes
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of heterogeneous oil deposits.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий монтаж в наземной коммуникации добывающей скважине устройства для автоматизированного измерения оптической плотности нефти. Измеряют абсолютную величину начальной оптической плотности нефти и измерение осуществляют при длине волн более 800 нм. Измеряют текущую оптическую плотность нефти периодически во времени. Судят о положении и перемещении водонефтяного контакта по изменению абсолютного значения оптической плотности нефти во времени и по увеличению текущей оптической плотности нефти относительно начальной оптической ее плотности (Номер публикации 93003302, опублик. 1996.05.27).A known method of developing an oil reservoir, including mounting in a surface communication a production well of a device for automatically measuring the optical density of oil. The absolute value of the initial optical density of the oil is measured and the measurement is carried out at a wavelength of more than 800 nm. The current optical density of the oil is measured periodically over time. The position and movement of the oil-water contact is judged by a change in the absolute value of the optical density of oil over time and by an increase in the current optical density of oil relative to its initial optical density (Publication Number 93003302, published. 1996.05.27).
Известный способ позволяет только судить о перемещении водонефтяного контакта, тогда как прочие характеристики разработки остаются вне поля внимания.The known method allows only to judge the movement of oil-water contact, while other characteristics of the development remain outside the scope of attention.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени, определение их оптической плотности при разных длинах волн, расчет спектральных коэффициентов и по их изменению составление заключения о состоянии разработки нефтяной залежи (Патент РФ №2082876, опублик. 1997.06.27 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, which includes taking oil through production wells, injecting a working agent through injection wells, taking oil samples from various points of the formation at certain intervals, determining their optical density at different wavelengths, calculation spectral coefficients and, based on their changes, drawing up a conclusion on the state of development of an oil deposit (RF Patent No. 2082876, published. 1997.06.27 - prototype).
Известный способ не обладает достаточной точностью оценки состояния залежи.The known method does not have sufficient accuracy for assessing the status of deposits.
В предложенном изобретении решается задача повышения точности оценки состояния залежи.In the proposed invention solves the problem of increasing the accuracy of assessing the status of deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени, определение их оптических свойств при разных длинах волн и выработку рекомендаций по разработке нефтяной залежи, согласно изобретению в качестве оптических свойств нефтей определяют оптическую плотность (Д), коэффициенты светопропускания (т) и светопоглощения (КСП), показатели преломления (n) и дисперсии (nF-nC), точки пласта для отбора проб нефти назначают на участках, на которых ожидают эффект от воздействий, и на участках, на которых производят воздействие, по наличию или отсутствию изменений в оптических свойствах нефти на участках, на которых ожидают эффект от воздействий, определяют эффективность воздействий.The problem is solved in that in a method for developing a heterogeneous oil reservoir, which includes taking oil through production wells, injecting a working agent through injection wells, taking oil samples from different points of the formation at certain intervals, determining their optical properties at different wavelengths and making recommendations for development of oil pool according to the invention as the optical properties of the optical density of oils (a), the light transmission ratios (t) and the light absorption (K SP), exponents and refractive index (n) and a dispersion (n F -n C), formation point for the selection of oil samples are assigned to sections where the expected effect of the impacts, and at sites which produce effects, the presence or absence of changes in the optical properties of oil in areas where the effect of the impacts is expected, the effectiveness of the impacts is determined.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) отбор нефти через добывающие скважины;1) the selection of oil through production wells;
2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;2) injection of a working agent through injection wells;
3) отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени;3) oil sampling from various points of the reservoir at certain intervals;
4) определение их оптических свойств при разных длинах волн;4) determination of their optical properties at different wavelengths;
5) выработка рекомендаций по разработке нефтяной залежи;5) development of recommendations for the development of oil deposits;
6) определение в качестве оптических свойств нефтей оптической плотности (Д), коэффициентов светопропускания (т) и светопоглощения (КСП), показателей преломления (n) и дисперсии (nF-nC);6) determination as optical properties of oils of optical density (D), light transmission coefficients (t) and light absorption (K SP ), refractive indices (n) and dispersion (n F -n C );
7) назначение точек пласта для отбора проб нефти на участках, на которых ожидают эффект от воздействий, и на участках, на которых производят воздействие;7) the designation of the points of the reservoir for sampling oil in areas where the effect of the impacts is expected, and in areas in which the impact is produced;
8) по наличию или отсутствию изменений в оптических свойствах нефти на участках, на которых ожидают эффект от воздействий, определяют эффективность воздействий.8) by the presence or absence of changes in the optical properties of oil in areas where the effect of the impacts is expected, the effectiveness of the impacts is determined.
Признаки 1-5 являются общими с прототипом, признаки 6-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-5 are common with the prototype, signs 6-8 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке неоднородной нефтяной залежи актуальными являются задачи выявления вовлеченных и не вовлеченных в разработку зон залежи и оценка их вовлеченности в разработку, увеличения нефтеотдачи отдельных зон и геолого-промысловой оценки эффективности применяемых для этого геолого-технических мероприятий. Известные способы не обладают достаточной точностью оценки состояния залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения точности оценки состояния залежи. Задача решается следующим образом.When developing a heterogeneous oil reservoir, the urgent tasks are to identify the reservoir zones involved and not involved in the development and evaluate their involvement in the development, increase the oil recovery of individual zones and the geological field assessment of the effectiveness of the geological and technical measures used for this. Known methods do not have sufficient accuracy to assess the state of the reservoir. In the proposed invention solves the problem of increasing the accuracy of assessing the status of deposits. The problem is solved as follows.
При разработке неоднородной нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени, определение их оптических свойств при разных длинах волн, расчет показателей разработки и составление заключения о состоянии разработки нефтяной залежи. Точки пласта для отбора проб нефти назначают на участках, на которых ожидают эффект от воздействий, и на участках, на которых производят воздействие. По наличию или отсутствию изменений в оптических свойствах нефти на участках, на которых ожидают эффект от воздействий, определяют эффективность воздействий. В качестве воздействий применяют все возможные мероприятия по повышению нефтеотдачи залежи, ускорению выработки запасов и снижению обводненности добываемой нефти. Такими мероприятиями могут быть полимерное заводнение, потокоотклонющие технологии, циклическое заводнение, закачка поверхностно-активных веществ, гидроразрыв пласта, кислотные обработки, изоляция зон поглощения и водопритоков и многое другое. Как правило, на залежи имеются высокопроницаемые зоны с преимущественно выработанными запасами и низкопроницаемые зоны с преимущественно невыработанными запасами. Основные усилия при разработке направлены на вытеснение нефти из низкопроницаемых зон. В случае вытеснения нефти из низкопроницаемых зон в высокопроницаемые зоны и далее через добывающие скважины на поверхность происходит смешение нефтей, поступающих из разных зон. Такие нефти чаще всего имеют одинаковые показатели по вязкости, плотности, наличию парафинов, смол, асфальтенов, серы и т.п. Отличить нефти по этим показателям чаще всего не представляется возможным. Не дает гарантированного ответа на эти вопросы и определение некоторых оптических свойств нефтей, таких как только оптическая плотность. Гарантированное распознавание нефтей из разных зон залежи дает определение комплекса оптических свойств. В качестве комплекса оптических свойств нефтей определяют оптическую плотность (Д), коэффициенты светопропускания (т) и светопоглощения (КСП), показатели преломления (n) и дисперсии (nF-nC). Определение этих показателей и их анализ является необходимым условием повышения точности оценки состояния залежи.When developing a heterogeneous oil field, oil is taken through production wells, the working agent is injected through injection wells, oil samples are taken from various points of the reservoir at certain intervals, their optical properties are determined at different wavelengths, calculation of development indicators and a conclusion on the state of oil development deposits. The points of the reservoir for sampling oil are assigned in areas where the effect is expected from the impacts, and in areas where the impact is produced. The presence or absence of changes in the optical properties of oil in areas where the effect of the impacts is expected is determined, the effectiveness of the impacts is determined. All possible measures are applied as impacts to increase the oil recovery of the deposit, accelerate the development of reserves and reduce the water cut of the produced oil. Such activities may include polymer flooding, flow diverting technologies, cyclic flooding, injection of surfactants, hydraulic fracturing, acid treatments, isolation of absorption zones and water inflows, and much more. As a rule, deposits have highly permeable zones with predominantly depleted reserves and low permeability zones with predominantly undeveloped reserves. The main efforts in the development are aimed at displacing oil from low-permeability zones. In the case of oil displacement from low-permeability zones to high-permeability zones and then through production wells to the surface, the oils coming from different zones are mixed. Such oils most often have the same indicators for viscosity, density, the presence of paraffins, resins, asphaltenes, sulfur, etc. It is most often not possible to distinguish oil by these indicators. The determination of certain optical properties of oils, such as optical density alone, does not provide a guaranteed answer to these questions. Guaranteed recognition of oils from different zones of the reservoir provides a definition of a complex of optical properties. As a complex of optical properties of oils, optical density (D), light transmission coefficients (t) and light absorption (K SP ), refractive indices (n) and dispersion (n F -n C ) are determined. The definition of these indicators and their analysis is a prerequisite for improving the accuracy of assessing the status of deposits.
Кроме того, любое мероприятие на залежи сопровождается неизбежными изменениями оптических свойств в добывающих скважинах. Так полимерное заводнение помимо вытеснения нефти со своими специфическими свойствами из низкопроницаемых зон еще и оставляет следы присутствия полимеров в добываемой нефти. То же можно сказать и о любом другом мероприятии, связанном с применением большого количества расходных материалов.In addition, any event on the reservoir is accompanied by inevitable changes in optical properties in production wells. Thus, polymer flooding, in addition to displacing oil with its specific properties from low-permeability zones, also leaves traces of the presence of polymers in the produced oil. The same can be said of any other event associated with the use of a large number of consumables.
При проведении мероприятий ведут исследования оптических свойств проб нефти, статистическую обработку полученных данных, комплексное обобщение лабораторных и геолого-промысловых данных. Методика лабораторных исследований включает периодический отбор и подготовку устьевых проб нефти, исследование их оптических свойств - оптической плотности (Д), коэффициента светопропускания (т) и светопоглощения (КСП), показателей преломления (n) и дисперсии (nF-nC). Отбор проб нефти производят на выкидных линиях добывающих скважин. Подготовка проб заключается в их обезвоживании. Предварительное обезвоживание включает перемешивание с добавлением деэмульгатора и нагрев проб (до 60°С). В качестве деэмульгатора используют LML, dalfax, реапон, рекод, амфикор или дисолван. Подбор наиболее эффективного деэмульгатора осуществляют опытным путем. Удаление воды производят в делительной воронке. Дальнейшее более тщательное обезвоживание пробы производят в центрифуге ОПН-8, при этом на дно центрифужной пробирки укладывается хлористый кальций (при режиме работы центрифуги - 3-4 тыс.об/мин в течение 15-30 минут). Качество обезвоживания проб проверяют при осмотре мазка нефти в окне поляризационного микроскопа при 140-кратном увеличении. Для исследования т и Д нефти используется фотометр КФК-3. Исследование производят по методике многократных минимизированных измерений (КСП рассчитывается в зависимости от полученных значений Д по формуле Бугера-Ламберта-Бера). При этом готовят растворы нефти в органических растворителях не более 0,5-1% концентрации (при этом содержание нефти в растворе минимизируется и составляет не более 0,05-0,1 грамм). Пропуская монохроматический свет (в интервале длин волн 400-900 нм) через кювету с чистым растворителем и раствором нефти, определяются искомые значения т, Д и КСП исследуемой нефти. Первичная обработка результатов лабораторных исследований заключается в построении спектральных кривых, представляющих собой зависимости т, Д и КСП от длины волны монохроматического света. Для исследования показателей преломления (n) и дисперсии проб (nF-nC) нефти используется рефрактометр ИРФ-454. При этом исследуются растворы нефти в авиационном керосине различных концентраций (0,01-0,3%). Первичная обработка лабораторных данных включает построение кривых преломления и дисперсии, представляющие собой полулогарифмические зависимости значений n и nF-nC от концентрации исследуемой нефти в растворе. Для создания растворов нефти заданных концентраций в керосине или в органических растворителях используют электронные весы HF-320. Статистическая обработка лабораторных данных включает расчет простых средних значений и показателей вариации (среднеквадратических отклонений, дисперсии, размаха вариации и т.д.) измеряемых величин, а также в построении их спектральных кривых (в зависимости от длины волны монохроматического света). Полученные лабораторные данные дополняют данными геофизических и гидродинамических исследований скважин, геолого-промысловыми данными по дебитам и обводненности продукции скважин и выдают рекомендации по совершенствованию разработки залежи.During the event, they conduct studies of the optical properties of oil samples, statistical processing of the obtained data, a comprehensive synthesis of laboratory and geological data. Laboratory research methods include periodic sampling and preparation of wellhead oil samples, the study of their optical properties - optical density (D), light transmission coefficient (t) and light absorption (K SP ), refractive indices (n) and dispersion (n F -n C ). Oil sampling is performed on flow lines of production wells. Sample preparation consists of dehydration. Preliminary dehydration includes mixing with the addition of a demulsifier and heating the samples (up to 60 ° C). As a demulsifier use LML, dalfax, reapon, rekod, amfikor or disolvan. The selection of the most effective demulsifier is carried out empirically. Water is removed in a separatory funnel. Further more thorough dehydration of the sample is carried out in an OPN-8 centrifuge, while calcium chloride is placed on the bottom of the centrifuge tube (with a centrifuge operating mode of 3-4 thousand rpm for 15-30 minutes). The quality of the sample dehydration is checked by examining an oil smear in the window of a polarizing microscope at a 140-fold increase. To study t and D oil, a KFK-3 photometer is used. The study is carried out according to the method of multiple minimized measurements (K SP is calculated depending on the obtained values of D according to the Bouguer-Lambert-Bera formula). At the same time, oil solutions in organic solvents are prepared not more than 0.5-1% concentration (while the oil content in the solution is minimized and is not more than 0.05-0.1 grams). By passing monochromatic light (in the wavelength range of 400–900 nm) through a cuvette with a pure solvent and an oil solution, the sought values of m, D, and K of the SP of the oil under study are determined. The primary processing of laboratory research results consists in constructing spectral curves, which are the dependences of m, D, and K SP on the wavelength of monochromatic light. An IRF-454 refractometer is used to study the refractive indices (n) and the dispersion of samples (n F -n C ) of oil. In this case, oil solutions in aviation kerosene of various concentrations (0.01-0.3%) are investigated. Primary processing of laboratory data includes the construction of refraction and dispersion curves, which are semi-logarithmic dependences of the values of n and n F -n C on the concentration of the test oil in solution. HF-320 electronic scales are used to create oil solutions of specified concentrations in kerosene or in organic solvents. Statistical processing of laboratory data includes the calculation of simple average values and indicators of variation (standard deviations, variance, range of variation, etc.) of the measured values, as well as in the construction of their spectral curves (depending on the wavelength of monochromatic light). The obtained laboratory data is supplemented by the data of geophysical and hydrodynamic studies of wells, geological and field data on flow rates and water cut of well products and give recommendations for improving the development of deposits.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,646 мкм2, нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 29°С, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м3, вязкость - 46 мПа·с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м3/т, содержание серы - 3,64%. На участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин.An oil reservoir of the Romashkinskoye field is being developed with the following characteristics: porosity - 18.4%, average permeability - 0.646 μm 2 , oil saturation - 61.1%, absolute mark of water-oil contact - 1530 m, average oil-saturated thickness - 4 m, initial reservoir pressure - 16 MPa, reservoir temperature - 29 ° С, reservoir oil parameters: density - 930 kg / m 3 , viscosity - 46 MPa · s, saturation pressure - 1.8 MPa, gas content - 15.2 m 3 / t, sulfur content - 3 , 64%. On the deposit site, oil is taken through 24 producing wells and the injection of a working agent through 7 injection wells.
Отбирают пробы нефти из всех добывающих скважин, т.е. расположенных в высокопроницаемой и в низкопроницаемой зоне. Определяют оптическую плотность (Д), коэффициенты светопропускания (т) и светопоглощения (КСП), показатели преломления (n) и дисперсии (nF-nC) для всех проб. Проводят закачку раствора полимера через одну нагнетательную скважину, расположенную в низкопроницаемой зоне залежи. Ожидают, что в реагирующих скважинах произойдет увеличение притока нефти и снижение ее обводненности. Через 1 месяц повторили отбор проб из добывающих скважин и определение тех же оптических свойств. Установили, что в 4 скважинах в пробах отмечено изменение оптических свойств, свидетельствующее о появлении следов полимера в нефти. Эксплуатационные характеристики этих скважин, такие как забойное давление, уровень жидкости в скважине, обводненность, остались прежними в пределах разброса измерения показателей. Сделали заключение о подключении к разработке низкопроницаемого участка залежи. Интенсифицировали работу этих скважин и получили дополнительный приток нефти в размере 2 т/сут в каждой скважине.Oil samples are taken from all production wells, i.e. located in a high permeability and low permeability zone. Optical density (D), light transmittance (t) and light absorption (K SP ), refractive indices (n) and dispersion (n F -n C ) for all samples are determined. The polymer solution is injected through one injection well located in the low-permeability zone of the reservoir. It is expected that in the reacting wells there will be an increase in oil inflow and a decrease in its water cut. After 1 month, sampling from producing wells and determination of the same optical properties were repeated. It was found that in 4 wells in the samples a change in optical properties was observed, indicating the appearance of traces of polymer in oil. The operational characteristics of these wells, such as bottomhole pressure, fluid level in the well, and water cut, remained the same within the range of performance measurements. They made a conclusion about connecting a low-permeable section of the reservoir to the development. They intensified the work of these wells and received an additional oil inflow of 2 tons per day in each well.
Применение предложенного способа позволит повысить точность оценки состояния залежи.The application of the proposed method will improve the accuracy of assessing the status of deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006138574/03A RU2304705C1 (en) | 2006-11-01 | 2006-11-01 | Method of developing nonuniform oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006138574/03A RU2304705C1 (en) | 2006-11-01 | 2006-11-01 | Method of developing nonuniform oil pool |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2304705C1 true RU2304705C1 (en) | 2007-08-20 |
Family
ID=38511965
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006138574/03A RU2304705C1 (en) | 2006-11-01 | 2006-11-01 | Method of developing nonuniform oil pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2304705C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2475636C1 (en) * | 2011-09-27 | 2013-02-20 | Учреждение Российской академии наук Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра РАН | Method of extraction of high-viscosity oil and natural bitumen from deposit |
| RU2496982C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-10-27 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for well investigation using methods for determining amount of residual extracted reserves of developed deposit |
-
2006
- 2006-11-01 RU RU2006138574/03A patent/RU2304705C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БОТНЕВА Т.А. и др. Методическое руководство по люминесцентно-битуминологическим и спектральным методам исследования органического вещества пород и нефтей. - М.: Недра, 1979, с.5-29. ПРИШИВАЛКО А.Л. и др. Определение среднего размера частиц и концентрации водонефтяных эмульсий методами светорассеяния. - НСПС ТЗО, 1979, № 6, с.1093-1098. МИЛЕШИНА А.Г. и др. Изменение нефтей при фильтрации через породы. - Москва: Недра, 1983, с.5-6. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2475636C1 (en) * | 2011-09-27 | 2013-02-20 | Учреждение Российской академии наук Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра РАН | Method of extraction of high-viscosity oil and natural bitumen from deposit |
| RU2496982C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-10-27 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for well investigation using methods for determining amount of residual extracted reserves of developed deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8269961B2 (en) | System and method for determining the asphaltene content of crude oil | |
| Schneider et al. | Measurement of asphaltenes using optical spectroscopy on a microfluidic platform | |
| CN101230780B (en) | Methods and apparatus to characterize stock-tank oil during fluid composition analysis | |
| RU2613214C2 (en) | Method for characterisation of hydrocarbon reservoirs | |
| Wen et al. | Estimation of diffusion coefficients in bitumen solvent mixtures as derived from low field NMR spectra | |
| WO2011132095A2 (en) | Methods for characterization of petroleum reservoirs employing property gradient analysis of reservoir fluids | |
| Wei et al. | Mechanistic study of oil/brine/solid interfacial behaviors during low-salinity waterflooding using visual and quantitative methods | |
| Barbosa et al. | Time-domain proton nuclear magnetic resonance and chemometrics for identification and classification of Brazilian petroleum | |
| RU2429343C1 (en) | Oil deposit development method | |
| WO2015094487A1 (en) | Methods for compositional analysis of downhole fluids using data from nmr and other tools | |
| US9297747B2 (en) | Method to determine trace amounts of crude oil by spectroscopic absorption | |
| CN103940770B (en) | Quantitative analysis method and determination method for emulsification performance of petroleum crude oil emulsification system | |
| RU2304705C1 (en) | Method of developing nonuniform oil pool | |
| Mullins et al. | Real-time quantification of OBM filtrate contamination during openhole wireline sampling by optical spectroscopy | |
| Zhang et al. | Experimental study and artificial neural network simulation of the wettability of tight gas sandstone formation | |
| US20230313680A1 (en) | Determination of downhole formation fluid contamination and certain component concentrations | |
| CN1761868B (en) | A method for downhole quantification of methane using near infrared spectroscopy | |
| Rendel et al. | An innovative method for the quantification of small amounts of crude oil in water using a multi-wavelength separation analyzer | |
| RU2496982C1 (en) | Method for well investigation using methods for determining amount of residual extracted reserves of developed deposit | |
| RU2304701C1 (en) | Well running method | |
| US10379100B2 (en) | Method of predicting the concentration of asphaltenes using a first precipitant and correlation back to an asphaltene concentration measurement using a second precipitant | |
| Wen et al. | The application of gas chromatography fingerprint technique to calculating oil production allocation of single layer in the commingled well | |
| Gabdrakhmanov et al. | Optical methods for assessing recovered oil properties change caused by injection of multipurpose complex agent | |
| Dupuis et al. | First Field Implementation of a Universal Method to Determine Polymer Concentration in Production Fluids During Polymer Flooding Operations Using Size Exclusion Chromatography | |
| Jain | Designing a Novel NIR Spectroscopy-Based Sensor for Early Kick Detection in Harsh Environments |