RU2342418C2 - Oil displacing reagent for non-uniform watered formations - Google Patents
Oil displacing reagent for non-uniform watered formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2342418C2 RU2342418C2 RU2005116140/03A RU2005116140A RU2342418C2 RU 2342418 C2 RU2342418 C2 RU 2342418C2 RU 2005116140/03 A RU2005116140/03 A RU 2005116140/03A RU 2005116140 A RU2005116140 A RU 2005116140A RU 2342418 C2 RU2342418 C2 RU 2342418C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- metal
- gel
- polyacrylamide
- Prior art date
Links
Landscapes
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи карбонатных и терригенных заводненных неоднородных пластов в условиях предельной обводненности на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений.The invention relates to the field of oil production and can be used to increase oil recovery of carbonate and terrigenous flooded heterogeneous formations in conditions of maximum water cut in the late stages of oil field development.
Известны реагенты для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, представляющие собой водорастворимые несшитые полимерные системы (М.Л.Сургучев и др. Методы извлечения нефти. М.: Недра, 1991 г., с.117). Положительный эффект от применения водных полимерных несшитых систем достигается за счет их особых реологических и фильтрационных свойств в пористых средах, обусловленных неньютоновским типом течения. На характер течения растворов полимеров оказывают влияние прежде всего напряжение сдвига, упругие свойства макромолекул, адсорбция и механическое улавливание полимерных частиц пористой средой.Known reagents for enhancing oil recovery in productive formations, which are water-soluble non-cross-linked polymer systems (M.L. Surguchev et al. Methods for oil recovery. M.: Nedra, 1991, p. 117). The positive effect of the use of aqueous polymer non-crosslinked systems is achieved due to their special rheological and filtration properties in porous media, due to the non-Newtonian type of flow. The nature of the flow of polymer solutions is affected primarily by shear stress, the elastic properties of macromolecules, adsorption and mechanical capture of polymer particles by a porous medium.
Известны также реагенты для повышения нефтеотдачи на основе сшитых полимерных систем, которые благодаря наличию в них гель-фракций образуют упругопластичные частицы, равномерно распределенные в воде. При закачке в пласт эти частицы заполняют наиболее крупные поры и трещины, легко преодолевают сужения поровых каналов неоднородных высокопроницаемых пластов и блокируют (закупоривают) их. Менее проницаемые области пластов, как правило, не подвергаются воздействию этих частиц. Это дает возможность в дальнейшем при закачках в пласт воды более полно охватить менее проницаемые области пластов, что приводит к снижению обводненности нефти, увеличению добычи и повышению нефтеотдачи (М.Л.Сургучев и др. Методы извлечения нефти. М.: Недра, 1991 г., с.123).Also known are reagents for enhanced oil recovery based on crosslinked polymer systems, which, due to the presence of gel fractions in them, form elastoplastic particles uniformly distributed in water. When injected into the formation, these particles fill the largest pores and cracks, easily overcome the narrowing of the pore channels of heterogeneous high-permeability formations and block (clog) them. Less permeable areas of formations are generally not exposed to these particles. This makes it possible in the future, when water is injected into the formation, to more fully cover less permeable areas of the reservoirs, which leads to a decrease in oil water cut, increased production and enhanced oil recovery (M.L.Surguchev et al. Methods for oil recovery. M .: Nedra, 1991 ., p.123).
Указанные реагенты приняты за прототип. Однако все известные реагенты имеют следующий недостаток.These reagents are taken as a prototype. However, all known reagents have the following disadvantage.
При закачке полимера в пласт он поступает в наиболее промытые, т.е. наиболее проницаемые зоны пласта. Закачиваемая в последующем вода отклоняется в менее проницаемые зоны и вытесняет из них нефть. В тоже время под действием градиента давления оторочка полимера перемещается по пласту от забоя нагнетательной скважины к забою добывающей скважины. При этом заводнением охватываются все новые зоны пласта.When polymer is injected into the formation, it enters the most washed, i.e. most permeable formation zones. Subsequently, water injected deviates into less permeable zones and displaces oil from them. At the same time, under the influence of a pressure gradient, the polymer rim moves along the formation from the bottom of the injection well to the bottom of the producing well. At the same time, all new formation zones are covered by water flooding.
В процессе движения полимера по пласту происходит его деструкция. Процесс деструкции очень сложно прогнозировать. Деструкция протекает под действием пластовой температуры, минерализации пластовой воды, кислорода, растворенного в нагнетаемой воде, и, кроме того, происходит механическая деструкция полимера при его перемещении по пласту.In the process of polymer movement through the formation, its destruction occurs. The destruction process is very difficult to predict. The destruction proceeds under the influence of formation temperature, mineralization of formation water, oxygen dissolved in the injected water, and, in addition, the polymer is mechanically destroyed when it is moved across the formation.
По мере протекания процесса деструкции полимера его вязкость снижается, и скорость перемещения оторочки полимера возрастает. Наступает такой момент, когда оторочка полимера уже не оказывает повышенного сопротивления при движении по пласту и процесс увеличения охвата пласта заводнением прекращается, т.е. наступает момент прекращения технологического эффекта от обработки.As the process of polymer degradation proceeds, its viscosity decreases, and the rate of movement of the polymer rim increases. There comes a moment when the polymer rim no longer provides increased resistance when moving along the formation and the process of increasing the coverage of the formation by water flooding stops, i.e. there comes a moment of termination of the technological effect of processing.
Во времени этот процесс можно представить как увеличение добычи после обработки, выход добычи нефти на максимум и плавное снижение добычи нефти.In time, this process can be represented as an increase in production after processing, the output of oil production to a maximum and a smooth decrease in oil production.
Как показывает многолетний опыт работ, максимального результата можно достичь, если в период достижения уровня добычи максимальной величины провести повторную обработку скважины полимером.As shown by many years of experience, the maximum result can be achieved if, during the period when the production level reaches the maximum value, the well is re-treated with polymer.
Однако спрогнозировать время достижения максимального уровня добычи от обработки не представляется возможным. Это приведет к тому, что, когда уровень добычи достигает максимума, начинаются подготовительные работы к повторной закачке полимера. В результате обработка производится, когда уровни добычи нефти начинают снижаться. Таким образом, повторная обработка не дает желаемого результата.However, it is not possible to predict the time to reach the maximum level of production from processing. This will lead to the fact that when the production level reaches a maximum, preparatory work begins for the re-injection of the polymer. As a result, processing is done when oil production levels begin to decline. Thus, reprocessing does not produce the desired result.
Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности обработок скважин.The objective of the present invention is to increase the efficiency of well treatments.
Поставленная задача решается тем, что предлагаемый нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов, включающий полиакриламид, согласно изобретению дополнительно содержит металл-индикатор, привитый на полиакриламид, при следующем содержании компонентов, мас.%:The problem is solved in that the proposed oil displacing reagent for heterogeneous flooded formations, including polyacrylamide, according to the invention further comprises a metal indicator grafted onto polyacrylamide, with the following components, wt.%:
При этом в качестве металла-индикатора он содержит поливалентные металлы - никель, или кобальт, или ванадий, или алюминий, или хром.Moreover, as an indicator metal, it contains polyvalent metals - nickel, or cobalt, or vanadium, or aluminum, or chromium.
Это позволяет путем отбора и анализа проб жидкости в добывающих скважинах обнаруживать в них появление металла-индикатора.This allows you to detect the appearance of a metal indicator in them by sampling and analyzing fluid samples in production wells.
Физически время поступления металла-индикатора в добывающую скважину совпадает со временем деструкции полимера и вымывом его из пласта, а следовательно, и со временем начала прекращения технологического эффекта (выход добычи на максимальный уровень).Physically, the time of the indicator metal entering the production well coincides with the time of polymer destruction and its washing out of the formation, and, consequently, with the time the technological effect begins to cease (production reaches its maximum level).
Таким образом, появляется запас времени на проектирование и проведение повторной обработки до начала снижения технологического эффекта.Thus, there is a margin of time for the design and reprocessing before the reduction of the technological effect.
Пример приготовления предлагаемого нефтевытесняющего реагента.An example of the preparation of the proposed oil-displacing reagent.
ПАА марки Akkotrol S622 в количестве 250 кг предварительно облучают гамма-лучами на источнике Со60 до дозы 0,05 Мрад. Отдельно готовят раствор сульфата алюминия, для чего 6 кг AL2(SO4)3 18Н2О растворяют в 60 л воды. Процесс модифицирования полимера проводят в технологическом реакторе с перемешивающим устройством и регулируемым обогревом путем распыления дозированного водного раствора соли при перемешивании всей массы. В том же реакторе проводят последующую сушку продукта до влажности 10-12%. Полученный продукт содержит около 0,2 мас.% привитого алюминия в пересчете на металл.PAA brand Akkotrol S622 in an amount of 250 kg is pre-irradiated with gamma rays at a source of 60 to a dose of 0.05 Mrad. Separately, a solution of aluminum sulfate is prepared, for which 6 kg of AL 2 (SO 4 ) 3 18H 2 O is dissolved in 60 l of water. The process of polymer modification is carried out in a technological reactor with a mixing device and controlled heating by spraying a dosed aqueous salt solution with stirring the entire mass. In the same reactor, subsequent drying of the product to a moisture content of 10-12% is carried out. The resulting product contains about 0.2 wt.% Grafted aluminum in terms of metal.
Ниже приводятся примеры лабораторных исследований приготовленного нефтевытесняющего реагента.The following are examples of laboratory tests of a prepared oil displacing reagent.
Пример 1Example 1
Использовали ПАА марки Мутифлок-231, облученный до дозы 0.05 Мрад гамма-лучами. Для модификации применяли NiSO4 7H2О, 100 г порошка ПАА обрабатывали при перемешивании 30 мл водного раствора сульфата никеля. Концентрация раствора 30 г/дл. Полученный образец сушили при температуре 40°С до сыпучего состояния. После сушки 0.5 г порошка перемешивали со 100 мл воды до образования геля. Для контроля полноты прививки Ni образовавшийся гель промывали водой (1 л). Содержание металла определяли раздельно в геле и воде от промывки геля. Использовали метод рентгенофлуоресцентного анализа. Измерение проводили на рентгеновском спектрометре «Спектроскан». Результаты анализа представлены в таблице 1.Mutiflock-231 grade PAA was used, irradiated to a dose of 0.05 Mrad with gamma rays. For modification, NiSO 4 7H 2 O was used, 100 g of PAA powder was treated with stirring 30 ml of an aqueous solution of nickel sulfate. The concentration of the solution is 30 g / dl. The resulting sample was dried at a temperature of 40 ° C until free flowing. After drying, 0.5 g of powder was mixed with 100 ml of water until gel formation. To control the completeness of grafting Ni, the resulting gel was washed with water (1 L). The metal content was determined separately in the gel and water from washing the gel. Used the method of x-ray fluorescence analysis. The measurement was carried out on a Spectroscan X-ray spectrometer. The results of the analysis are presented in table 1.
Видно, что при контакте геля с водой никель в геле сохраняется, т.е. никель вошел в структуру геля.It is seen that upon contact of the gel with water, nickel is retained in the gel, i.e. nickel entered the gel structure.
Пример 2Example 2
Приготовление образцов порошка модифицированного ПАА и геля, а также анализ проводили так же, как в примере 1, но гель находился в контакте с водой при 60°С. Результаты приведены в таблице 2.The preparation of powder samples of modified PAA and gel, as well as analysis was carried out in the same way as in example 1, but the gel was in contact with water at 60 ° C. The results are shown in table 2.
Видно, что при повышенной температуре никель сохраняется в геле, т.е. связь металла с гелем термостойкая.It can be seen that at elevated temperatures, nickel is retained in the gel, i.e. metal-gel bonding is heat-resistant.
Пример 3Example 3
Приготовление и анализ образцов проводили так же, как и в примере 1, но для промывки геля использовали минерализованную воду, содержащую 20 г/л солей натрия, кальция и магния. Результаты анализа представлены в таблице 3.The preparation and analysis of the samples was carried out in the same way as in example 1, but mineralized water containing 20 g / l of sodium, calcium, and magnesium salts was used to wash the gel. The results of the analysis are presented in table 3.
Видно, что при контакте геля с минерализованной водой никель в геле сохраняется, т.е. связь металла с гелем солестойкая.It is seen that upon contact of the gel with mineralized water, nickel is retained in the gel, i.e. metal-gel bonding is salt tolerant.
Пример 4Example 4
Готовили и анализировали образцы ПАА с привитым никелем и гели так же, как и в примере 1, но использовали растворы сульфата никеля разной концентрации. Содержание металла определяли в сухих порошках полученного реагента и в гелях. Кроме того, измеряли объем геля с помощью измерительного цилиндра. Объем геля отражает степень сшивки полимера. Результаты представлены в таблице 4.Nickel and gel grafted PAA samples were prepared and analyzed in the same manner as in Example 1, but nickel sulfate solutions of different concentrations were used. The metal content was determined in dry powders of the obtained reagent and in gels. In addition, the volume of the gel was measured using a measuring cylinder. The volume of the gel reflects the degree of crosslinking of the polymer. The results are presented in table 4.
Видно, что при большой концентрации никеля полимер плохо набухает. Это происходит вследствие значительного возрастания плотности сшивки. Нижний предел концентраций ограничен чувствительностью метода обнаружения металла. Оптимальные пределы концентрации никеля 0.1-2.3% в массе порошка реагента.It can be seen that, at a high nickel concentration, the polymer swells poorly. This is due to a significant increase in crosslink density. The lower concentration limit is limited by the sensitivity of the metal detection method. The optimal limits for nickel concentration are 0.1-2.3% in the mass of the reagent powder.
Пример 5Example 5
Этот пример иллюстрирует использование привитого металла для изучения движения геля (реагента) в пласте.This example illustrates the use of grafted metal to study the movement of a gel (reagent) in a formation.
По измеренному значению металла оценивают концентрацию реагента в пробах пластовой воды. Использовали реагент, содержащий 1.0277 мас.% привитого Ni. Порошок реагента смешивали с минерализованной водой в различных соотношениях. Получали модельные пробы пластовой воды с различной концентрацией реагента (таблица 5, колонка 1).According to the measured value of the metal, the concentration of the reagent in the samples of produced water is estimated. Used reagent containing 1.0277 wt.% Grafted Ni. The reagent powder was mixed with saline water in various ratios. Received model samples of produced water with different concentrations of reagent (table 5, column 1).
Воду упаривали в открытой емкости на нагревательной плитке до получения сырой массы, которую затем отжигали в муфельной печи при 800°С до сухого остатка.Water was evaporated in an open container on a heating plate until a wet mass was obtained, which was then annealed in a muffle furnace at 800 ° C to a dry residue.
Определяли массу сухого остатка и содержание никеля в нем. Взвешивание проводили на аналитических весах ВЛР-200, а анализ никеля на рентгеновском спектрометре "Спектроскан".The mass of solids and the nickel content in it were determined. Weighing was performed on an VLR-200 analytical balance, and nickel analysis on a Spectroscan X-ray spectrometer.
По измеренным значениям массы сухого остатка и никеля оценивали концентрацию реагента в модельных пробах пластовой воды. Оценку проводили по формуле:Based on the measured values of the mass of solids and nickel, the concentration of the reagent in model samples of produced water was estimated. The evaluation was carried out according to the formula:
С(г/л)=М(г/л)×Сг(%)/Со(%),C (g / l) = M (g / l) × Cr (%) / Co (%),
где:Where:
С - концентрация реагента;C is the concentration of the reagent;
М - масса сухого остатка, эта величина в основном зависит от минерализации воды;M is the mass of dry residue, this value mainly depends on the salinity of the water;
Сг - измеренное значение металла в сухом остатке;Cg is the measured value of the metal in the dry residue;
Со - привитое на ПАА количество металла.Co - grafted on PAA amount of metal.
В таблице 5 (колонка 2) представлены результаты расчета.Table 5 (column 2) presents the calculation results.
Из таблицы видно, что концентрация реагента, заложенная и рассчитанная по измеренным значениям подшитого металла, согласуется в пределах погрешности 20%. Метод расчета можно использовать при индикаторных исследованиях с использованием предлагаемого реагента.The table shows that the concentration of the reagent, embedded and calculated according to the measured values of the hemmed metal, is consistent within an error of 20%. The calculation method can be used for indicator studies using the proposed reagent.
Пример 6Example 6
Приготовление и анализ образцов проводили так же, как в примерах 1-3, но вместо сульфата никеля использовали ацетат кобальта Со(СН3СОО)2 4Н2О. Результаты представлены в таблице 6.The preparation and analysis of the samples was carried out in the same way as in examples 1-3, but instead of nickel sulfate, cobalt acetate Co (CH 3 COO) 2 4H 2 O was used. The results are presented in table 6.
Видно, что после промывки водой металл в геле сохраняется.It is seen that after washing with water, the metal remains in the gel.
Пример 7Example 7
Использовали ПАА марки Akkotrol S622. Доза облучения 0.1 Мрад. Для модифицирования металлом использовали техническую соль Al2(SO4)3 18H2O.Used PAA brand Akkotrol S622. Dose 0.1 Mrad. For metal modification, the technical salt Al 2 (SO 4 ) 3 18H 2 O was used.
Прививку металла к полимеру проводили, как в примере 1. Модифицированный ПАА размешивали в воде из расчета 0,5 г порошка на 100 мл воды. После набухания порошка (2-3 часа) получали гель. Для контроля полноты прививки алюминия и прочности связи полученный гель промывали водой. Гель доливали одним литром воды, содержащей 20 г NaCl, и хранили при 60°С 24 часа. Определяли содержание алюминия в образцах геля до контакта с водой и после, а также в промывочной воде. Применяли химический метод анализа. Результаты представлены в таблице 7.The metal was grafted to the polymer, as in Example 1. The modified PAA was stirred in water at the rate of 0.5 g of powder per 100 ml of water. After powder swelling (2-3 hours), a gel was obtained. To control the completeness of grafting of aluminum and bond strength, the resulting gel was washed with water. The gel was topped up with one liter of water containing 20 g of NaCl and stored at 60 ° C for 24 hours. The aluminum content in the gel samples was determined before and after contact with water, as well as in wash water. A chemical analysis method was used. The results are presented in table 7.
Минерализация воды NaCl,
Температура 60°С,
Время 24 часаGel after contact
Mineralization of NaCl water,
Temperature 60 ° С
24 hours time
Видно, что в контакте геля с водой, минерализация 20 г/л, при температуре 60°С алюминий в геле сохраняется, следовательно, связь металла с ПАА прочная. Предложенный реагент прошел промысловые испытания.It can be seen that in the contact of the gel with water, the mineralization is 20 g / l, at a temperature of 60 ° C, aluminum remains in the gel, therefore, the bond of the metal with PAA is strong. The proposed reagent passed field tests.
Пример 8Example 8
Обрабатывалась нагнетательная скважина на месторождении нефти, вокруг которой находятся три добывающие скважины. Суточная закачка воды в нагнетательную скважину составляла 450 м3. Суточные отборы жидкости из окружающих добывающих скважин - 400 м3. Обводненность добываемой продукции - 83%. Проницаемость пласта по толщине изменяется от 100 до 800 мД.An injection well was processed at an oil field, around which there are three production wells. The daily water injection into the injection well was 450 m 3 . Daily fluid withdrawals from surrounding producing wells - 400 m 3 . The water content of the extracted products is 83%. The permeability of the formation in thickness varies from 100 to 800 mD.
С целью снижения обводненности добываемой продукции и повышения нефтеотдачи пласта принято решение периодически закачивать в пласт через нагнетательную скважину сшитые растворы полиакриламида. Для контроля за движением полиакриламида приготовили полиакриламид в соответствии с примером 1.In order to reduce water cut in the produced products and increase oil recovery, it was decided to periodically pump cross-linked solutions of polyacrylamide into the formation through an injection well. To control the movement of polyacrylamide prepared polyacrylamide in accordance with example 1.
Через месяц после закачки полиакриламида еженедельно начали отбор проб добываемой продукции из добывающих скважин. Результаты анализа отобранных в добывающих скважинах проб приведены в таблице 8.One month after the injection of polyacrylamide, weekly sampling of produced products from producing wells began. The results of the analysis of samples taken in production wells are shown in table 8.
Анализ проб производился по методике, изложенной в примере №1 и примере №5.Analysis of the samples was carried out according to the method described in example No. 1 and example No. 5.
Динамика изменения обводненности добываемой продукции приведена в таблице 9. Определение обводненности добываемой продукции производилось одновременно с определением наличия индикатора в ней.The dynamics of changes in the water cut of the extracted products is given in table 9. The determination of the water content of the extracted products was carried out simultaneously with the determination of the presence of an indicator in it.
Как видно из таблиц 8 и 9, приход индикатора совпал с началом снижения технологического эффекта от обработки. Однако через 19 недель с момента проведения первой закачки полиакриламида в пласт были подготовлены необходимые силы и средства (завезен на скважину необходимый объем химических реагентов и доставлена техника, необходимая для закачки полиакриламида). Это позволило, не дожидаясь полного прекращения технологического эффекта от обработки, провести повторную обработку пласта раствором полиакриламида и получить максимальный технологический эффект.As can be seen from tables 8 and 9, the arrival of the indicator coincided with the beginning of a decrease in the technological effect of processing. However, 19 weeks after the first injection of polyacrylamide into the reservoir, the necessary forces and equipment were prepared (the necessary volume of chemicals was brought into the well and the equipment necessary for injecting polyacrylamide was delivered). This allowed, without waiting for the complete cessation of the technological effect of the treatment, to re-treat the formation with a solution of polyacrylamide and get the maximum technological effect.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005116140/03A RU2342418C2 (en) | 2005-05-30 | 2005-05-30 | Oil displacing reagent for non-uniform watered formations |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005116140/03A RU2342418C2 (en) | 2005-05-30 | 2005-05-30 | Oil displacing reagent for non-uniform watered formations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2005116140A RU2005116140A (en) | 2006-11-20 |
RU2342418C2 true RU2342418C2 (en) | 2008-12-27 |
Family
ID=37502028
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005116140/03A RU2342418C2 (en) | 2005-05-30 | 2005-05-30 | Oil displacing reagent for non-uniform watered formations |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2342418C2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2505578C2 (en) * | 2008-04-21 | 2014-01-27 | Налко Компани | Composition and method for extraction of hydrocarbon fluids from underground deposit |
RU2534679C2 (en) * | 2008-12-18 | 2014-12-10 | Басф Се | Underground formations plugging process |
-
2005
- 2005-05-30 RU RU2005116140/03A patent/RU2342418C2/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
СУРГУЧЕВ М.Л. и др. Методы извлечения нефти. - М.: Недра, 1991, с.117, 123. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2505578C2 (en) * | 2008-04-21 | 2014-01-27 | Налко Компани | Composition and method for extraction of hydrocarbon fluids from underground deposit |
RU2534679C2 (en) * | 2008-12-18 | 2014-12-10 | Басф Се | Underground formations plugging process |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2005116140A (en) | 2006-11-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA012141B1 (en) | Method and apparatus downhole fluid analysis using molecularly imprinted polymers | |
CN111855715B (en) | Method and system for simulating and evaluating dolomite water rock reaction under salt | |
CN110261274B (en) | Evaluation method for static contribution rate of spontaneous imbibition effect on water flooding oil displacement efficiency | |
CN104341553B (en) | A kind of very high selectivity bisphenols alternate template molecularly imprinted polymer and application thereof | |
RU2342418C2 (en) | Oil displacing reagent for non-uniform watered formations | |
CN105866387B (en) | A kind of manganese ore Phase Analysis | |
CN104792852A (en) | Algal toxin molecular imprinting chemoreceptor sensor as well as preparation method and application thereof | |
Valsecchi et al. | Analysis of inorganic species in environmental samples by capillary electrophoresis | |
CN107144563A (en) | Novel technology for manufacturing and applying colorimetric test paper for rapidly detecting, enriching and separating heavy metal mercury ions | |
US3702235A (en) | Process for the detection of hydrogen sulfide in drill bit cutting | |
CN112943226A (en) | Method for evaluating staged fracturing effect and oil-water contribution of each stage of horizontal well by oil-water tracer | |
RU2167281C2 (en) | Method of nonuniform formation development | |
Yang et al. | A novel fluorescent dispersed particle gel: Fluorescence monitoring method and breakthrough flow channel identification | |
Puls et al. | Settling velocity of mud flocs: measurements in the field and in the laboratory | |
CN106908547A (en) | The chromatography of ions detection method of thiocyanate radical in oil field stratum water | |
Scoullos et al. | Determination of the lability characteristics of lead, cadmium and zinc in a polluted Mediterranean brackish-marine interface system | |
RU2788204C1 (en) | Method for determining the oil recovery coefficient for an inhomogeneous reservoir | |
CN113137220A (en) | Isotope staged fracturing tracing technology | |
RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
Li et al. | Laboratory screening of effective cross-linked polymers to improve the efficiency of oil recovery at carbonate deposits with high mineralization of reservoir water | |
SU1104243A1 (en) | Method of monitoring waterflood oil pool development | |
CN110031533B (en) | Method for separating and detecting polyphenol substances in mulberry leaves by combining solid-phase extraction and capillary electrophoresis technology | |
RU2267602C1 (en) | Oil reservoir development method | |
Sorai | Rock Reaction Experiments in CO2-Dissolved Hot Spring Waters to Evaluate Effects of Carbonate Dissolution on Caprock's Sealing Performance | |
CN117347413A (en) | Shale oil flow space testing method based on online nuclear magnetic resonance |