CN106771090A - 一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法及测定装置 - Google Patents
一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法及测定装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106771090A CN106771090A CN201611221024.5A CN201611221024A CN106771090A CN 106771090 A CN106771090 A CN 106771090A CN 201611221024 A CN201611221024 A CN 201611221024A CN 106771090 A CN106771090 A CN 106771090A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- crude oil
- surfactant
- core model
- journey
- emulsification
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 69
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 59
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000004088 simulation Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000003556 assay Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 7
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 3
- 230000035772 mutation Effects 0.000 claims description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 3
- 239000004744 fabric Substances 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000005286 illumination Methods 0.000 description 1
- 238000002513 implantation Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 210000005239 tubule Anatomy 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 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
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
Landscapes
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
本发明公开了一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法及测定装置,测定装置包括泵、恒温箱、压差数据采集***和微观观测***,所述泵的出口端设有并联布置的原油管路和表面活性剂管路,所述原油管路和表面活性剂管路的出口汇合端设有夹持器管路,夹持器管路位于恒温箱中,夹持器管路的出口端设有量筒,所述夹持器管路上设有串联布置的若干岩心夹持器,每个岩心夹持器的出口端均设有采样室,每个岩心夹持器的入口端均设有对应的压力传感器,所述的压力传感器与压差数据采集***连接。本发明旨在提供一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法及测定装置。
Description
技术领域
本发明属于石油勘探开发领域,尤其涉及一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法及测定装置。
背景技术
油田现场生产的井距很大,进行表面活性剂驱开发时,表面活性剂溶液从注入井到采出井这段距离内不断地与地下原油接触、混合、携带、乳化生成乳状液。形成的乳状液可以在孔隙中滞留,从而引起液流转向而扩大波及效率;减小油水之间的界面张力;降低流度比,从而提高采收率。若在地层深部形成高粘度或者粒径较大的乳状液,会降低驱替剂的注入能力;因此如果对油层中不同位置的乳化程度、乳状液的类型、粒径大小及粒径分布能够充分认识,对于复合体系提高采收率的研究是非常必要的。
然而,目前的研究主要集中在乳状液在地层中的渗流特征和乳状液的稳定性。对于油水乳化过程的研究,最初通过搅拌器将油水按比例制备出乳状液,然后在一定温度下记录乳状液的析水率,来研究影响乳状液的稳定性的因素;后来利用光刻玻璃等微观模型观察到了乳状液的形成过程,以上实验模型中油水的分布状态与多孔介质中油水分布状态存在较大的差别;采用长填砂细管研究了ASP溶液与残余油的乳化规律,在出口端收集产出液,再测定产出液的析水率等参数,这种方法脱离了多孔介质的实际环境,产出液已经发生了变化,并且只能观察出口端的流出物的状态,而不是就地实时观测乳化情况,因此不能确定出沿程各位置出的乳化状态,现有的评价方法不能证明表面活性剂在多孔介质中渗流条件下在岩心各部位是否发生乳化以及乳化程度。
发明内容
本发明是为了克服现有技术中的上述不足,提供了一种用于评价表面活性剂在多孔介质中渗流条件下在岩心各部位是否发生乳化以及乳化程度的模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法及测定装置。
为了实现上述目的,本发明采用以下技术方案:
一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法,包括以下步骤:
a. 将岩心模型称干重m1,对岩心模型进行抽真空4-5小时后,对岩心模型注入地层水进行饱和地层水操作,将饱和地层水后的岩心模型称湿重m2,计算出岩心模型的孔隙体积;
b. 将岩心模型加热至目标油藏的温度,并测定岩心模型的渗透率;
c. 向岩心模型注入原油,进行饱和油操作,记录岩心模型中饱和油的体积;
d. 向岩心模型注入地层水,进行水驱油操作,对岩心模型的各个测压点的压差进行监测;
e. 向岩心模型中注入表面活性剂溶液,记录岩心模型的各个测压点的压差,并对流出物进行拍照获得图像,计算图像内的乳状液的数量以及乳状液的颗粒直径分布、中值及标准差;
f. 根据岩心模型不同部分的压力变化和流出物中乳状液性能参数的对比结果,得到沿程不同位置处原油的乳化程度,对比步骤e中表面活性剂驱沿程各测压点的压力变化,压差发生突变的位置即为发生乳化的位置。
作为优选,所述的岩心模型采用石英砂胶结制成。
作为优选,步骤c中,原油的流量为0.05-0.2ml/min。
作为优选,步骤c中,原油流出岩心模型的流出量大于孔隙体积的两倍时,停止原油的注入。
作为优选,步骤d中,流出岩心模型的液体中含水率达到98%时,停止地层水的注入。
作为优选,步骤e中,表面活性剂溶液每注入0.1PV便对流出物进行拍照。
一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定装置,包括泵、恒温箱、压差数据采集***和微观观测***,所述泵的出口端设有并联布置的原油管路和表面活性剂管路,所述原油管路和表面活性剂管路的出口汇合端设有夹持器管路,夹持器管路位于恒温箱中,夹持器管路的出口端设有量筒,所述夹持器管路上设有串联布置的若干岩心夹持器,每个岩心夹持器的出口端均设有采样室,每个岩心夹持器的入口端均设有对应的压力传感器,所述的压力传感器与压差数据采集***连接。
作为优选,所述原油管路上设有原油活塞容器,原油活塞容器的入口端设有原油容器前端阀,原油活塞容器的出口端设有原油容器后端阀,所述原油活塞容器和原油容器后端阀均位于恒温箱中。
作为优选,所述表面活性剂管路上设有表面活性剂活塞容器,表面活性剂活塞容器的入口端设有表面活性剂容器前端阀,表面活性剂活塞容器的出口端设有表面活性剂容器后端阀,所述表面活性剂活塞容器和表面活性剂容器后端阀均位于恒温箱中。
作为优选,所述的微观观测***包括显微镜和光源,所述的显微镜和光源设置在恒温箱中。
本发明的有益效果是:能够真实的模拟油藏中不同位置,表面活性剂驱过程中原油的乳化能力,直观的观测驱替过程中乳状液的生成情况,获取地层条件下乳状液的统计数据,达到了实时就地检测多孔介质中表面活性剂乳化原油能力的目的。
附图说明
图1是本发明中测试装置的一种结构示意图;
图2是本发明实施例中测得的乳状液粒径分布图;
图3是本发明实施例中测得的岩心模型各部分的压差变化图。
图中:泵1,原油管路2,原油容器前端阀3,原油活塞容器4,原油容器后端阀5,压力传感器6,压差数据采集***7,电脑8,显微镜9,采样室10,量筒11,光源12,岩心夹持器13,恒温箱14,夹持器管路15,表面活性剂容器后端阀16,表面活性剂活塞容器17,表面活性剂容器前端阀18,表面活性剂管路19。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施方式对本发明做进一步的描述。
如图1所示的实施例中,一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定装置,包括泵1、恒温箱14、压差数据采集***7和微观观测***。其中,泵采用恒速恒压泵,泵的出口端设有并联布置的原油管路2和表面活性剂管路19,原油管路上设有原油活塞容器4,原油活塞容器的入口端设有原油容器前端阀3,原油活塞容器的出口端设有原油容器后端阀5,原油活塞容器和原油容器后端阀均位于恒温箱中,原油容器前端阀位于恒温箱外。表面活性剂管路上设有表面活性剂活塞容器17,表面活性剂活塞容器的入口端设有表面活性剂容器前端阀18,表面活性剂活塞容器的出口端设有表面活性剂容器后端阀16,表面活性剂活塞容器和表面活性剂容器后端阀均位于恒温箱中,表面活性剂容器后端阀位于恒温箱外。
原油管路和表面活性剂管路的出口汇合端设有夹持器管路15,夹持器管路位于恒温箱中,夹持器管路上设有串联布置的三个岩心夹持器13,每个岩心夹持器的出口端均设有采样室10,每个岩心夹持器的入口端均设有对应的压力传感器6,压力传感器与压差数据采集***连接,压差数据采集***可与电脑8进行连接。夹持器管路的出口端设有量筒11,可对经过岩心夹持器流出液体进行收集测量。微观观测***包括显微镜9和光源12,显微镜和光源设置在恒温箱中。本实施例中,显微镜采用Kruess多功能显微镜(MBL2000系列,光学分辨率达480倍),显微镜置于在采样室的上方来获得高分辨率图像,光源设置在采样室的下方以提供光照。在显微镜上安装有一个CCD摄像头,图像的分辨率可根据需要人为控制,通过CCD摄像头与电脑连接,以便于实时观察。
一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法,包括以下步骤:
a. 多孔介质采用石英砂胶结的人造岩心,每块岩心尺寸规格为Φ25×150mm,气测渗透率分别为180×10-3μm2,孔隙度分别为23.4%。实验采用的3m长岩心通过短岩心串联而成。将岩心模型称干重m1,对岩心模型进行抽真空4-5小时后,对岩心模型注入地层水进行饱和地层水操作,将饱和地层水后的岩心模型称湿重m2,计算出岩心模型的孔隙体积;
b. 将岩心模型加热至目标油藏的温度,并测定岩心模型的渗透率为100×10-3μm2;
c. 每个岩心夹持器中放入1m的串联岩心,开启原油活塞容器的前后两个阀门,打开泵,以0.1ml/min的流量向岩心模型中注入原油,进行饱和油操作,直到流入量筒中的原油体积为岩心孔隙体积的2倍为止,并记录流入量筒中的地层水的体积,即为岩心模型中饱和油的体积,此时岩心模型含油饱和度为53%;
d. 向岩心模型注入地层水,进行水驱油操作,直到流出岩心模型的液体中含水率达到98%为止,对岩心模型的各个测压点的压差进行监测,此时岩心模型中剩余油饱和度为33%
e. 向岩心模型中注入质量分数为0.3%的表面活性剂溶液(油水界面张力为3.2×10-3mN/m),记录岩心模型的各个测压点的压差,表面活性剂溶液每注入0.1PV(PV为岩心模型孔隙体积)便采用观测设备对各个采样室中的流出物进行拍照,主要观测流出物中是否存在乳状液,若存在乳状液,要进一步观测乳状液的形态,借助图像处理软件对图像进行处理,得到图像内的乳状液的数量以及乳状液的颗粒直径分布、中值及标准差,用来表征乳状液的性能参数,乳状液粒径分布如图2所示;
f. 根据岩心模型不同部分的压力变化和流出物中乳状液性能参数的对比结果,得到沿程不同位置处原油的乳化程度,对比步骤e中表面活性剂驱沿程各测压点的压力变化,各部分的压差变化如图3所示,压差发生突变的位置即为发生乳化的位置。
Claims (10)
1.一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法,其特征是,包括以下步骤:
a. 将岩心模型称干重m1,对岩心模型进行抽真空4-5小时后,对岩心模型注入地层水进行饱和地层水操作,将饱和地层水后的岩心模型称湿重m2,计算出岩心模型的孔隙体积;
b. 将岩心模型加热至目标油藏的温度,并测定岩心模型的渗透率;
c. 向岩心模型注入原油,进行饱和油操作,记录岩心模型中饱和油的体积;
d. 向岩心模型注入地层水,进行水驱油操作,对岩心模型的各个测压点的压差进行监测;
e. 向岩心模型中注入表面活性剂溶液,记录岩心模型的各个测压点的压差,并对流出物进行拍照获得图像,计算图像内的乳状液的数量以及乳状液的颗粒直径分布、中值及标准差;
f. 根据岩心模型不同部分的压力变化和流出物中乳状液性能参数的对比结果,得到沿程不同位置处原油的乳化程度,对比步骤e中表面活性剂驱沿程各测压点的压力变化,压差发生突变的位置即为发生乳化的位置。
2.根据权利要求1所述的一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法,其特征是,所述的岩心模型采用石英砂胶结制成。
3.根据权利要求2所述的一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法,其特征是,步骤c中,原油的流量为0.05-0.2ml/min。
4.根据权利要求3所述的一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法,其特征是,步骤c中,原油流出岩心模型的流出量大于孔隙体积的两倍时,停止原油的注入。
5.根据权利要求2或3或4所述的一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法,其特征是,步骤d中,流出岩心模型的液体中含水率达到98%时,停止地层水的注入。
6.根据权利要求2或3或4所述的一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法,其特征是,步骤e中,表面活性剂溶液每注入0.1PV便对流出物进行拍照。
7.一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定装置,其特征是,包括泵(1)、恒温箱(14)、压差数据采集***(7)和微观观测***,所述泵(1)的出口端设有并联布置的原油管路(2)和表面活性剂管路(19),所述原油管路(2)和表面活性剂管路(19)的出口汇合端设有夹持器管路(15),夹持器管路(15)位于恒温箱(14)中,夹持器管路(15)的出口端设有量筒(11),所述夹持器管路(15)上设有串联布置的若干岩心夹持器(13),每个岩心夹持器(13)的出口端均设有采样室(10),每个岩心夹持器(13)的入口端均设有对应的压力传感器(6),所述的压力传感器(6)与压差数据采集***(7)连接。
8.根据权利要求7所述的一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定装置,其特征是,所述原油管路(2)上设有原油活塞容器(4),原油活塞容器(4)的入口端设有原油容器前端阀(3),原油活塞容器(4)的出口端设有原油容器后端阀(5),所述原油活塞容器(4)和原油容器后端阀(5)均位于恒温箱(14)中。
9.根据权利要求7或8所述的一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定装置,其特征是,所述表面活性剂管路(19)上设有表面活性剂活塞容器(17),表面活性剂活塞容器(17)的入口端设有表面活性剂容器前端阀(18),表面活性剂活塞容器(17)的出口端设有表面活性剂容器后端阀(16),所述表面活性剂活塞容器(17)和表面活性剂容器后端阀(16)均位于恒温箱(14)中。
10.根据权利要求7或8所述的一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定装置,其特征是,所述的微观观测***包括显微镜(9)和光源(12),所述的显微镜(9)和光源(12)设置在恒温箱(14)中。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201611221024.5A CN106771090B (zh) | 2016-12-26 | 2016-12-26 | 一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法及测定装置 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201611221024.5A CN106771090B (zh) | 2016-12-26 | 2016-12-26 | 一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法及测定装置 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN106771090A true CN106771090A (zh) | 2017-05-31 |
CN106771090B CN106771090B (zh) | 2019-11-12 |
Family
ID=58927066
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201611221024.5A Active CN106771090B (zh) | 2016-12-26 | 2016-12-26 | 一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法及测定装置 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN106771090B (zh) |
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108119132A (zh) * | 2017-11-22 | 2018-06-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 致密砂岩气藏近井带径向渗流含水饱和度模拟装置及方法 |
CN108318398A (zh) * | 2018-01-08 | 2018-07-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 稠油油藏高温高压驱油效率实验装置及其实验方法 |
CN109061113A (zh) * | 2018-07-24 | 2018-12-21 | 东北石油大学 | 用于评价活性原油在地层中乳化效果的装置及其方法 |
CN109298163A (zh) * | 2018-11-20 | 2019-02-01 | 浙江海洋大学 | 一种测量驱油体系的乳化效果的装置及方法 |
CN110749529A (zh) * | 2019-10-23 | 2020-02-04 | 中国石油大学(北京) | 原油固相沉积规律测试装置 |
CN110823779A (zh) * | 2019-11-19 | 2020-02-21 | 西南石油大学 | 一种岩心夹持器和组合式岩心夹持模型 |
CN112147309A (zh) * | 2020-09-22 | 2020-12-29 | 中国石油大学(北京) | 用于评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的方法和装置 |
CN112727416A (zh) * | 2019-10-28 | 2021-04-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种原位微乳生成及驱油效率测试装置及方法 |
CN113514371A (zh) * | 2021-04-26 | 2021-10-19 | 东北石油大学 | 一种驱油剂渗流性能评价装置及方法 |
CN113984583A (zh) * | 2021-10-25 | 2022-01-28 | 青岛科技大学 | 一种自生泡沫体系性能测试装置及性能评价方法 |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4656869A (en) * | 1985-06-24 | 1987-04-14 | Zacharias Ellis M | Method of measuring the amount of water flowing in a crude oil pipeline |
JPH1019879A (ja) * | 1996-06-28 | 1998-01-23 | Yuka Ind:Kk | 油入電気機器診断方法及びこれの携帯用診断器 |
CN202673266U (zh) * | 2012-04-25 | 2013-01-16 | 辽宁石油化工大学 | 模拟真实地层条件下微波加热油页岩的实验装置 |
CN103091346A (zh) * | 2013-01-18 | 2013-05-08 | 上海大学 | 一种岩心驱替效果的可视化评价方法 |
CN104100257A (zh) * | 2014-06-04 | 2014-10-15 | 西南石油大学 | 高温高压微观可视化地层渗流模拟实验装置及方法 |
CN105114062A (zh) * | 2015-09-21 | 2015-12-02 | 山东科技大学 | 一种模拟低渗水平井渗流规律的实验装置及实验方法 |
CN205172537U (zh) * | 2015-08-21 | 2016-04-20 | 北京科技大学 | 一种室内模拟岩心驱油装置 |
CN104792938B (zh) * | 2015-04-10 | 2016-08-24 | 中国石油大学(华东) | 一种测定co2乳液在渗流过程中表面活性剂浓度分布的装置及方法 |
-
2016
- 2016-12-26 CN CN201611221024.5A patent/CN106771090B/zh active Active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4656869A (en) * | 1985-06-24 | 1987-04-14 | Zacharias Ellis M | Method of measuring the amount of water flowing in a crude oil pipeline |
JPH1019879A (ja) * | 1996-06-28 | 1998-01-23 | Yuka Ind:Kk | 油入電気機器診断方法及びこれの携帯用診断器 |
CN202673266U (zh) * | 2012-04-25 | 2013-01-16 | 辽宁石油化工大学 | 模拟真实地层条件下微波加热油页岩的实验装置 |
CN103091346A (zh) * | 2013-01-18 | 2013-05-08 | 上海大学 | 一种岩心驱替效果的可视化评价方法 |
CN104100257A (zh) * | 2014-06-04 | 2014-10-15 | 西南石油大学 | 高温高压微观可视化地层渗流模拟实验装置及方法 |
CN104792938B (zh) * | 2015-04-10 | 2016-08-24 | 中国石油大学(华东) | 一种测定co2乳液在渗流过程中表面活性剂浓度分布的装置及方法 |
CN205172537U (zh) * | 2015-08-21 | 2016-04-20 | 北京科技大学 | 一种室内模拟岩心驱油装置 |
CN105114062A (zh) * | 2015-09-21 | 2015-12-02 | 山东科技大学 | 一种模拟低渗水平井渗流规律的实验装置及实验方法 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
康万利: "《大庆油田三元复合驱化学剂作用机理研究》", 31 May 2001, 石油工业出版社 * |
胡永乐等: "《复杂气藏开发基础理论及应用》", 31 December 2006, 石油工业出版社 * |
Cited By (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108119132A (zh) * | 2017-11-22 | 2018-06-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 致密砂岩气藏近井带径向渗流含水饱和度模拟装置及方法 |
CN108318398A (zh) * | 2018-01-08 | 2018-07-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 稠油油藏高温高压驱油效率实验装置及其实验方法 |
CN109061113A (zh) * | 2018-07-24 | 2018-12-21 | 东北石油大学 | 用于评价活性原油在地层中乳化效果的装置及其方法 |
CN109061113B (zh) * | 2018-07-24 | 2019-05-03 | 东北石油大学 | 用于评价活性原油在地层中乳化效果的装置及其方法 |
CN109298163A (zh) * | 2018-11-20 | 2019-02-01 | 浙江海洋大学 | 一种测量驱油体系的乳化效果的装置及方法 |
CN110749529B (zh) * | 2019-10-23 | 2021-08-13 | 中国石油大学(北京) | 原油固相沉积规律测试装置 |
CN110749529A (zh) * | 2019-10-23 | 2020-02-04 | 中国石油大学(北京) | 原油固相沉积规律测试装置 |
CN112727416A (zh) * | 2019-10-28 | 2021-04-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种原位微乳生成及驱油效率测试装置及方法 |
CN112727416B (zh) * | 2019-10-28 | 2022-11-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种原位微乳生成及驱油效率测试装置及方法 |
CN110823779A (zh) * | 2019-11-19 | 2020-02-21 | 西南石油大学 | 一种岩心夹持器和组合式岩心夹持模型 |
CN112147309A (zh) * | 2020-09-22 | 2020-12-29 | 中国石油大学(北京) | 用于评价化学体系原位乳化对提高原油采收率的贡献程度的方法和装置 |
CN113514371A (zh) * | 2021-04-26 | 2021-10-19 | 东北石油大学 | 一种驱油剂渗流性能评价装置及方法 |
CN113984583A (zh) * | 2021-10-25 | 2022-01-28 | 青岛科技大学 | 一种自生泡沫体系性能测试装置及性能评价方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN106771090B (zh) | 2019-11-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN106771090B (zh) | 一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法及测定装置 | |
CN105715239B (zh) | 可视化纳米磁流体平板驱油实验装置及实验方法 | |
Haugen et al. | Capillary pressure and relative permeability estimated from a single spontaneous imbibition test | |
CN105156102B (zh) | 底水油藏水体能量三维物理模拟装置及方法 | |
CN101504351B (zh) | 砂层渗流淤堵模拟装置 | |
CN103352695B (zh) | 考虑层间窜流的可视化物理模拟装置 | |
CN103556994A (zh) | 缝洞型储层剩余油分布的实验检测***及检测方法 | |
CN108333093A (zh) | 一种应力作用下三维裂隙网络岩体两相介质渗流试验装置 | |
CN109519156A (zh) | 一种边水砂岩气藏水驱剖面模型渗流实验方法 | |
CN105822302A (zh) | 一种基于井地电位法的油水分布识别方法 | |
Meng et al. | Effect of viscosity on oil production by cocurrent and countercurrent imbibition from cores with two ends open | |
CN103498669A (zh) | 一种非均质岩心模型层间窜流量的定量测定方法 | |
CN108051643A (zh) | 多功能长岩心径向多对点动态监测驱替*** | |
CN102518421A (zh) | 物理模拟可视化实验装置及其形成方法 | |
CN102749277A (zh) | 一种黏性土试样的性能测试装置及其测试方法 | |
CN104775809A (zh) | 一种水溶气藏开发模拟实验***及方法 | |
CN114016997B (zh) | 非均质油藏开发及调整模拟实验装置与方法 | |
CN114460120A (zh) | 一种基于核磁共振的致密油渗吸置换的模拟实验装置及方法 | |
Wang et al. | Microscope dynamic characterization of oil charging in tight sandstone using a physical simulation experiment | |
CN109442226A (zh) | 模拟液烃管道泄漏的装置及利用该装置测算泄漏量的方法 | |
Schulz et al. | Hydraulics of fluidized cavities in porous matrices: cavity heights and stability for upward water jets | |
CN202417477U (zh) | 物理模拟可视化实验装置 | |
Li et al. | The effects of quartz content on the formation of residual water in a brine–CO2–quartz system: An experimental study | |
CN109142128A (zh) | 一种三元复合驱油井井下采出设备动态结垢模拟实验方法及装置 | |
CN109580448A (zh) | 低渗透储层启动压力梯度测试装置及方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |