WO2019177488A1 - Способ определения коэффициента проницаемости на образцах керна - Google Patents
Способ определения коэффициента проницаемости на образцах керна Download PDFInfo
- Publication number
- WO2019177488A1 WO2019177488A1 PCT/RU2019/000098 RU2019000098W WO2019177488A1 WO 2019177488 A1 WO2019177488 A1 WO 2019177488A1 RU 2019000098 W RU2019000098 W RU 2019000098W WO 2019177488 A1 WO2019177488 A1 WO 2019177488A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- pressure
- temperature
- formation
- reservoir
- filtration
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 20
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 40
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 27
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 10
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 9
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 31
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 1
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 1
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 1
- 238000007707 calorimetry Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 1
- 238000005137 deposition process Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/24—Earth materials
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/082—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample
Definitions
- the invention relates to the field of studying the physical properties of rocks, in particular, to determining the filtration properties of porous oil reservoirs, and can be used in the development of oil fields.
- Paraffin deposits Changes in pressure and temperature, oil composition, occurring during the production process, can cause precipitation and formation of asphalt-resin-paraffin deposits (paraffin deposits). Paraffins and asphaltenes can accumulate in various parts of the production system, starting from the pores of the formation and ending with pumps, tubing string, wellhead fittings, flow lines and ground equipment. The deposition and precipitation of these components of formation fluids can potentially lead to the formation of a pore space, a change in its wettability, stabilization of oil-water emulsions, the formation of paraffin deposits, blockage of downhole and surface equipment, etc., which significantly complicates the operation of the well and reduces its productivity.
- thermobaric research are photometric, visual, filtration, ultrasound methods, differential calorimetry method, implemented in equipment of various companies. Research in this area is carried out mainly on degassed oils or model liquids.
- the test process according to the method consists in carrying out joint stationary filtration of 2 phases (oil and water, oil and gas) or oil, gas and water through the test sample under conditions as close as possible to the formation.
- phases oil and water, oil and gas
- oil, gas and water As a test sample, a porous-type reservoir rock sample taken from productive formations is used.
- the test conditions should ensure the preservation or reproduction of the natural physicochemical characteristics of the "rock-formation fluid" system, as well as maintaining the temperature and pressure values corresponding to the formation during the experiment.
- the disadvantage of the existing method is the use of oil models to determine the permeability coefficients on core samples.
- To prepare the oil model degassed anhydrous oil diluted with a solvent is used.
- liquid containers intended for working liquids and gas are not designed for the use of reservoir oils at reservoir pressure and temperature.
- the objective of the invention is to determine the permeability coefficient on core samples during the filtration of a reservoir (carbonated) oil sample while modeling changes in thermobaric conditions taking into account the deposition and formation of paraffin deposits in the pore space of the reservoir rock, that is, in conditions as close as possible to the conditions of natural occurrence of the rocks.
- Filtration studies of the deposition and formation of paraffins are carried out on core samples in the mode of stepwise decrease in reservoir temperature while maintaining constant rock pressure and reservoir pressure.
- the temperature is gradually reduced from the reservoir temperature to a temperature of 5-10 degrees below the temperature of paraffin deposition.
- a reservoir (aerated) oil sample is mixed for a long time to maximize fluid homogenization and pumped through a core model.
- the beginning of the process of precipitation and the formation of paraffin deposits is determined by a sharp change in the permeability curve in the graphs.
- the method is as follows. To ensure the possibility of filtering a deep (carbonated) oil sample, the installation was modernized by connecting a sampler with a mobile heating system.
- the mobile heating system is designed to heat and mix the sample to homogenize the fluid.
- the system provides manual mixing of samples by swinging at an adjustable angle of inclination while maintaining the temperature and controlling the pressure in the sampler.
- Pressure control is carried out by high pressure oil pumps 1 of the filtration system.
- Temperature control is carried out by the controller - temperature meter 2.
- thermobaric formation conditions i.e. pressure and temperature.
- kerosene is pumped in a volume of 3-4 pore volumes of the sample.
- the thermobaric conditions are created in the mobile heating system 4, similar to those installed in the core holder 3.
- Kerosene is replaced with formation (carbonated) oil by connecting the mobile heating system 4 together with the sampler 5 located in it to the hydraulic circuit of the filtration unit.
- the whole system is thermostated, maintained while maintaining a given pressure and temperature.
- the reservoir oil is pumped in a volume of at least 3-4 pore volumes of the sample, creating the initial oil saturation in the model.
- the permeability coefficient is determined according to OST 39-235-89. "Oil. A method for determining phase permeabilities in laboratory conditions with joint stationary filtration. " The control of rock pressure in the core holder 3 is carried out by high-pressure oil pumps 6.
- the filtration system and the mobile heating system 4 together with the sampler 5 located in it are isolated from each other.
- the temperature is changed during the filtration studies necessary to determine the effect of the paraffin dropping process downward to the same value, the mobile heating system 4, together with the sampler 5 located in it, are connected to the hydraulic circuit of the filtration system .
- the system is thermostatically controlled. Permeability is determined according to OST 39-235-89. "Oil. A method for determining phase permeabilities in laboratory conditions with joint stationary filtration.
- the operation is repeated until the desired values of reservoir pressure or reservoir temperature are achieved.
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Pathology (AREA)
- Geology (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области исследования физических свойств горных пород и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Образцы керна, насыщенные керосином с остаточной водой, устанавливают в кернодержатель фильтрационной системы, создают заданные термобарические условия, прокачивают керосин в объеме 3-4 объемов пор образца, в передвижной обогревательной системе с помещенным в нее пробоотборником с пробой нефти создают термобарические условия, аналогичные установленным в кернодержателе, замещают керосин на нефть посредством подключения передвижной обогревательной системы в гидравлическую схему фильтрационной установки, определяют коэффициент проницаемости, устанавливают пластовую температуру, пластовое давление и горное давление, установку модернизируют путем подключения пробоотборника с передвижной обогревательной системой, в которую помещают пластовую пробу нефти, перед подключением в гидравлическую схему фильтрационной установки продолжительное время перемешивают ее качанием в ручном режиме с контролем температуры и давления в пробоотборнике для максимальной гомогенизации флюида, начало процесса формирования твердых фаз парафинов и асфальтенов регистрируют по резкому уменьшению коэффициента проницаемости.
Description
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОНИЦАЕМОСТИ НА ОБРАЗЦАХ
КЕРНА
Изобретение относится к области исследования физических свойств горных пород, в частности, к определению фильтрационных свойств пористых коллекторов нефти, и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.
Изменение давления и температуры, состава нефти, происходящие в процессе добычи, могут вызвать выпадение и формирование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Парафины и асфальтены могут скапливаться на различных участках системы добычи, начиная с пор пласта и заканчивая насосами, колонной НКТ, устьевой арматурой, выкидными линиями и наземным оборудованием. Осаждение и выпадение данных компонентов пластовых флюидов потенциально может привести к кольматации порового пространства пласта, изменению его смачиваемости, стабилизации водонефтяных эмульсий, образованию АСПО, закупорке внутрискважинного и наземного оборудования и др., что значительно осложняет работу скважины и снижает ее производительность.
Как известно, борьба с данными явлениями в процессах добычи нефти ведётся по следующим направлениям: предотвращение фазовых переходов, предотвращение образования АСПО и удаление уже образовавшихся отложений. Выбор оптимальных способов борьбы и их эффективность зависит от многих факторов, в частности, от способа добычи, термобарического режима течения, состава и свойств добываемой продукции. Таким образом, исследование процесса осаждения АСПО на металлических поверхностях нефтепромыслового оборудования, серьезно
осложняющего его эксплуатацию, является весьма важной и наукоемкой задачей.
На данный момент, основными методами для термобарических исследований служат фотометрические, визуальные, фильтрационные, ультразвуковые методы, метод дифференциальной калориметрии, реализованные в оборудовании различных фирм. Исследования в данной области ведутся, в основном, на дегазированных нефтях или на модельных жидкостях.
Известен способ (ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации.- 35 с.), позволяющий определять фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа.
Процесс испытания по способу заключается в осуществлении совместной стационарной фильтрации 2-х фаз (нефти и воды, нефти и газа) или нефти, газа и воды через исследуемый образец при условиях, максимально приближенных к пластовым. В качестве исследуемого образца выступает образец породы-коллектора порового типа, отобранный из продуктивных пластов. Условия испытания должны обеспечивать сохранение или воспроизведение естественных физико-химических характеристик системы «порода - пластовые флюиды», а также поддержание в процессе эксперимента значений температуры и давления, соответствующих пластовым.
Недостатком существующего способа является использование моделей нефти для определения коэффициентов проницаемости на керновых образцах. Для приготовления модели нефти используется дегазированная безводная нефть, разбавленная растворителем. Кроме того, в существующем способе, контейнеры жидкостные, предназначенные для рабочих жидкостей и газа, не рассчитаны на использование пластовых нефтей при пластовом давлении и температуре.
Задачей изобретения является определение коэффициента проницаемости на образцах керна в процессе фильтрации пластовой(газированной) пробы нефти при моделировании изменений термобарических условий с учетом выпадения и формирования АСПО в поровом пространстве породы-коллектора, то есть в условиях, максимально приближенных к условиям естественного залегания пород.
Фильтрационные исследования выпадения и формирования парафинов проводят на образцах керна в режиме ступенчатого снижения пластовой температуры с поддержанием постоянного горного давления и пластового давления. Температуру ступенчато снижают от пластовой температуры до температуры на 5-10 градусов ниже температуры выпадения парафинов. На каждой ступени температуры пластовую (газированную) пробу нефти продолжительное время перемешивают для максимальной гомогенизации флюида и прокачивают через керновую модель.
Строят график зависимости коэффициента проницаемости от температуры на образце керна (фиг.1).
Фильтрационные исследования выпадения и формирования асфальтенов проводят на образцах керна в режиме ступенчатого снижения пластового давления с поддержанием постоянного горного давления и пластовой температуры. Давление ступенчато снижают от пластового давления до давления насыщения растворенных газов. На каждой ступени давления пластовую (газированную) пробу нефти также продолжительное время перемешивают.
Строят график зависимости коэффициента проницаемости от давления на образце керна (фиг.2).
Начало процесса выпадения и формирования АСПО определяют по резкому изменению кривой проницаемости на графиках.
Исследования выпадения и формирования парафинов производят раздельно с исследованиями выпадения и формирования асфальтенов. Для
каждого фильтрационного эксперимента необходимо использовать различные образцы керна и глубинные пробоотборники в силу того, что после проведения экспериментов возможна закупорка пор и пустот образцов керна АСПО и нарушение естественных условий залегания нефти в пласте. В связи с этим целесообразным является проводить только фильтрационные исследования выпадения и формирования парафинов (например, при отсутствии или ничтожно малом количестве асфальтенов в исследуемых нефтях) или только фильтрационные исследования выпадения и формирования асфальтенов (например, при отсутствии или ничтожно малом количестве парафинов).
Исследования проводились на лабораторной установке УИК-5. Для обеспечения возможности проводить фильтрацию глубинной (газированной) пробы нефти установка модернизировалась путем подключения пробоотборника с передвижной обогревательной системой. Принципиальная схема фильтрационной установки представлена на фиг.З.
Способ осуществляется следующим образом. Для обеспечения возможности проводить фильтрацию глубинной (газированной) пробы нефти установка модернизировалась путем подключения пробоотборника с передвижной обогревательной системой.
Передвижная обогревательная система предназначена для нагрева и перемешивания пробы для гомогенизации флюида. Система обеспечивает перемешивание проб качанием в ручном режиме на регулируемый угол наклона с поддержанием температуры и контролем давления в пробоотборнике. Контроль давления осуществляется масляными насосами высокого давления 1 фильтрационной системы. Контроль температуры осуществляется регулятором - измерителем температуры 2.
Перед экспериментом образцы керна, насыщенные керосином с остаточной водой, устанавливают в кернодержатель 3 фильтрационной системы, создают заданные термобарические условия пласта, т.е. давление и
температура. После поднятия давления в фильтрационной системе керосин прокачивают в объеме 3-4 объемов пор образца. После этого в передвижной обогревательной системе 4 создают термобарические условия, аналогичные тем, которые установлены в кернодержателе 3. Керосин замещается на пластовую (газированную) нефть посредством подключения передвижной обогревательной системы 4 совместно с находящимся в ней пробоотборником 5 в гидравлическую схему фильтрационной установки.
Всю систему термостатируют, выдерживают при поддержании заданного давления и температуры. Пластовую нефть прокачивают в объеме не менее 3-4 объемов пор образца, создавая начальную нефтенасыщенность в модели. Определяют коэффициент проницаемости согласно ОСТ 39-235-89. «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации». Контроль горного давления в кернодержателе 3 при этом осуществляется масляными насосами высокого давления 6.
После этого фильтрационная система и передвижная обогревательная система 4совместно с находящимся в ней пробоотборником 5 изолируются друг от друга.
В фильтрационной системе и установке для подготовки и передвижной обогревательной системе 4 меняют значение температуры при проведении фильтрационных исследований необходимых для определения влияния процесса выпадения парафинов в сторону понижения до одинакового значения, подключают передвижную обогревательную систему 4 совместно с находящимся в ней пробоотборником 5 в гидравлическую схему фильтрационной системы. Система термостатируется. Определяется проницаемость согласно ОСТ 39-235-89. «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации».
При проведении фильтрационных исследований необходимых для определения влияния процесса выпадения асфальтенов в фильтрационной системе и передвижной обогревательной системе 2 меняют значение пластового давления при проведении фильтрационных исследования необходимых для определения влияния процесса выпадения асфальтенов в сторону понижения до одинакового значения, подключают передвижную обогревательную систему 4 совместно с находящимся в ней пробоотборником 5 в гидравлическую схему фильтрационной системы. Определяется проницаемость согласно ОСТ 39-235-89. «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации».
Операция повторяется до ступенчатого достижения необходимых значений пластового давления или пластовой температуры.
Компоновка всех необходимых узлов в единой гидравлической схеме в фильтрационной установке позволяет проводить потоковые исследования на керновом материале с применением глубинных (газированных) проб нефти, что значительно повышает достоверность и представительность результатов исследований.
Эти данные могут быть использованы при построении уточненныхгеолого-гидродинамических моделей, которые будут приближены к реальным условиям разработки месторождений, в течение всего планируемого времени её эксплуатации.
Это приводит к изменению технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти и делает его более достоверным.
Claims
1. Способ определения коэффициента проницаемости при изменении термобарических условий на образцах керна, заключающийся в том, что образцы керна, насыщенные керосином с остаточной водой, устанавливают в кернодержатель фильтрационной системы, создают заданные термобарические условия, прокачивают керосин в объеме
объемов пор образца, замещают керосин на нефть, в условиях эксперимента определяют коэффициент проницаемости, отличающийся тем, что для обеспечения возможности проводить фильтрацию глубинной газированной пробы нефти в фильтрационной установке устанавливают пластовую температуру, пластовое давление и горное давление, установку модернизируют путем подключения пробоотборника с передвижной обогревательной системой, в пробоотборник помещают пластовую газированную пробу нефти, перед подключением в гидравлическую схему фильтрационной установки пробу нефти перемешивают качанием в ручном режиме с контролем температуры и давления для максимальной гомогенизации флюида, проводят фильтрационные исследования выпадения и формирования парафинов и асфальтенов, начало процесса формирования твердых фаз парафинов и асфальтенов регистрируют по резкому уменьшению коэффициента проницаемости.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что фильтрационные исследования выпадения и формирования парафинов проводят на образцах керна в режиме ступенчатого снижения пластовой температуры с поддержанием постоянного горного давления и пластового давления, температуру снижают от пластовой температуры до температуры на 5-10 градусов ниже температуры выпадения парафинов.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что фильтрационные исследования выпадения и формирования асфальтенов проводят на образцах керна в
режиме ступенчатого снижения пластового давления с поддержанием постоянного горного давления и пластовой температуры, давление снижают зо от пластового давления до давления насыщения растворенных газов.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA202000207A EA038113B1 (ru) | 2018-03-15 | 2019-02-18 | Способ определения коэффициента проницаемости на образцах керна |
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018109268A RU2680843C1 (ru) | 2018-03-15 | 2018-03-15 | Способ определения коэффициента проницаемости при изменении термобарических условий на образцах керна |
| RU2018109268 | 2018-03-15 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2019177488A1 true WO2019177488A1 (ru) | 2019-09-19 |
Family
ID=65632557
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2019/000098 WO2019177488A1 (ru) | 2018-03-15 | 2019-02-18 | Способ определения коэффициента проницаемости на образцах керна |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA038113B1 (ru) |
| RU (1) | RU2680843C1 (ru) |
| WO (1) | WO2019177488A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111980666A (zh) * | 2020-09-03 | 2020-11-24 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种基于井下烃类检测技术控制硫化氢侵入井筒的方法 |
| CN112014294A (zh) * | 2020-09-11 | 2020-12-01 | 中国石油大学(华东) | 一种原油沥青质引起的岩石渗透率损害定量评价装置及其应用 |
| CN112266861A (zh) * | 2020-09-14 | 2021-01-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油藏微生物储运装置及应用 |
| CN116908409A (zh) * | 2023-07-13 | 2023-10-20 | 中国石油大学(华东) | 超深层凝析气藏井筒固相沉积预测与治理评价装置及方法 |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110160932B (zh) * | 2019-06-03 | 2023-12-15 | 西南石油大学 | 一种油水相对渗透率曲线测试装置及测试方法 |
| CN112081560B (zh) * | 2020-09-01 | 2022-10-28 | 成都理工大学 | 一种海上深层高温超压气藏开发方法 |
| CN113340993B (zh) * | 2021-06-01 | 2023-07-14 | 中国石油大学(北京) | 一种针对稠油饱和岩样可控温控压的超声监测装置及方法 |
| CN114062610B (zh) * | 2021-11-16 | 2023-07-21 | 西南石油大学 | 一种在实验室恢复页岩油储层的装置及方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4773254A (en) * | 1987-07-07 | 1988-09-27 | Chevron Research Company | Automated steady state relative permeability measurement system |
| RU2224105C1 (ru) * | 2002-08-30 | 2004-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ определения восстановления проницаемости горных пород |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4253327A (en) * | 1979-09-17 | 1981-03-03 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for measuring rock permeability at elevated pressures and temperature |
| SU1068590A1 (ru) * | 1982-02-26 | 1984-01-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Способ определени проницаемости горной породы,слагающей стенки скважины и устройство дл его осуществлени |
| SU1749779A1 (ru) * | 1989-04-18 | 1992-07-23 | Украинский Научно-Исследовательский Геологоразведочный Институт | Способ определени относительных фазовых проницаемостей при двухфазной фильтрации |
| CN105403497A (zh) * | 2015-12-08 | 2016-03-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 岩心渗透率演化模拟方法与系统 |
-
2018
- 2018-03-15 RU RU2018109268A patent/RU2680843C1/ru active
-
2019
- 2019-02-18 WO PCT/RU2019/000098 patent/WO2019177488A1/ru active Application Filing
- 2019-02-18 EA EA202000207A patent/EA038113B1/ru unknown
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4773254A (en) * | 1987-07-07 | 1988-09-27 | Chevron Research Company | Automated steady state relative permeability measurement system |
| RU2224105C1 (ru) * | 2002-08-30 | 2004-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ определения восстановления проницаемости горных пород |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| "OST 39-235-89 Neft metod opredeleniia fazovykh pronitsaemostei v laboratornykh usloviiakh pri sovmestnoi statsionarnoi filtratsii", IZDANIE OFITSIALNOE, 7 January 1989 (1989-01-07) * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111980666A (zh) * | 2020-09-03 | 2020-11-24 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种基于井下烃类检测技术控制硫化氢侵入井筒的方法 |
| CN111980666B (zh) * | 2020-09-03 | 2024-05-14 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种基于井下烃类检测技术控制硫化氢侵入井筒的方法 |
| CN112014294A (zh) * | 2020-09-11 | 2020-12-01 | 中国石油大学(华东) | 一种原油沥青质引起的岩石渗透率损害定量评价装置及其应用 |
| CN112266861A (zh) * | 2020-09-14 | 2021-01-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油藏微生物储运装置及应用 |
| CN116908409A (zh) * | 2023-07-13 | 2023-10-20 | 中国石油大学(华东) | 超深层凝析气藏井筒固相沉积预测与治理评价装置及方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2680843C1 (ru) | 2019-02-28 |
| EA202000207A1 (ru) | 2021-01-14 |
| EA038113B1 (ru) | 2021-07-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2680843C1 (ru) | Способ определения коэффициента проницаемости при изменении термобарических условий на образцах керна | |
| AU2005332039B2 (en) | Methods of evaluating undersaturated methane reservoirs | |
| US10168265B2 (en) | Portable apparatus and methods for analyzing injection fluids | |
| Kamali et al. | A laboratory and numerical-simulation study of co-optimizing CO2 storage and CO2 enhanced oil recovery | |
| Jamaluddin et al. | Laboratory techniques to measure thermodynamic asphaltene instability | |
| Eskin et al. | Reservoir impairment by asphaltenes: A critical review | |
| Wu et al. | The influence of water-base mud properties and petrophysical parameters on mudcake growth, filtrate invasion, and formation pressure | |
| US11401804B2 (en) | Solvent extraction and analysis of formation fluids from formation solids at a well site | |
| US9249661B2 (en) | Apparatus and methods for determining commingling compatibility of fluids from different formation zones | |
| WO2020214167A1 (en) | Extrapolating laboratory data in order to make reservoir scale performance predictions | |
| CN111222252A (zh) | 一种用于低饱和度油藏油水两相压后产能预测方法及系统 | |
| Shedid et al. | Formation damage caused by simultaneous sulfur and asphaltene deposition | |
| Struchkov et al. | Laboratory investigation of organic-scale prevention in a Russian oil field | |
| Cho et al. | Water and Oil Relative Permeability of Middle Bakken Formation: Experiments and Numerical Modeling | |
| Anuar et al. | The effect of WAG ratio and oil density on oil recovery by immiscible water alternating gas flooding | |
| Kariznovi et al. | Experimental, modelling and optimisation of asphaltene deposition and adsorption in porous media | |
| Moradi | Cost-effective and safe oil production from existing and near-future oil fields | |
| RU2698345C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи | |
| Mohammadzadeh et al. | Experimental investigation of asphaltene induced formation damage due to pressure depletion of live reservoir fluids in porous media | |
| Tipura et al. | Increasing oil recovery on the grane field with challenging PWRI | |
| Czarnota et al. | Laboratory measurement of wettability for Ciężkowice sandstone | |
| Wang et al. | Protocol for optimal size selection of punched screen in Steam Assisted Gravity Drainage operations | |
| Zakirov et al. | Experimental study of the features of filtration of non-Newtonian oils in a porous medium | |
| Olkhovskaya et al. | Estimation of field production profiles in case of asphaltene deposition | |
| Neog | Sensitivity analysis for enhancing crude oil recovery with continuous flow gas lift: A study in reference to the porous media of the upper Assam basin, India |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 19768512 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 19768512 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |