RU2680843C1 - Permeability coefficient under changing thermobaric conditions on the core samples determining method - Google Patents
Permeability coefficient under changing thermobaric conditions on the core samples determining method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2680843C1 RU2680843C1 RU2018109268A RU2018109268A RU2680843C1 RU 2680843 C1 RU2680843 C1 RU 2680843C1 RU 2018109268 A RU2018109268 A RU 2018109268A RU 2018109268 A RU2018109268 A RU 2018109268A RU 2680843 C1 RU2680843 C1 RU 2680843C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- pressure
- temperature
- filtration
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 19
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 25
- 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
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 12
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 10
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 7
- 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 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 31
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 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
- 238000007707 calorimetry Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction 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
Images
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
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)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Description
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.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.
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.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.
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.As you know, the fight against these phenomena in oil production processes is carried out in the following areas: preventing phase transitions, preventing the formation of paraffin deposits and removing already formed deposits. The choice of optimal methods of control and their effectiveness depends on many factors, in particular, on the method of production, thermobaric flow regime, composition and properties of the produced products. Thus, the study of the deposition of paraffin deposits on the metal surfaces of oilfield equipment, seriously complicating its operation, is a very important and knowledge-intensive task.
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.At the moment, the main methods for 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.
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.A known method (OST 39-235-89. Oil. The method of determining phase permeabilities in laboratory conditions with joint stationary filtration. - 35 C.), which allows to determine the phase permeability of oil and gas reservoirs.
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.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. 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.
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.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. In addition, in the existing method, liquid containers intended for working liquids and gas are not designed for the use of reservoir oils at reservoir pressure and temperature.
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.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.
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.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. At each temperature level, a reservoir (aerated) oil sample is mixed for a long time to maximize fluid homogenization and pumped through a core model.
Строят график зависимости коэффициента проницаемости от температуры на образце керна (фиг.1).Build a graph of the dependence of the permeability coefficient on temperature on the core sample (figure 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.Filtration studies of precipitation and formation of asphaltenes are carried out on core samples in the mode of stepwise decrease in reservoir pressure while maintaining constant rock pressure and reservoir temperature. The pressure is gradually reduced from reservoir pressure to the saturation pressure of dissolved gases. At each pressure stage, a reservoir (aerated) oil sample is also mixed for a long time.
Строят график зависимости коэффициента проницаемости от давления на образце керна (фиг.2).Build a graph of the dependence of the permeability coefficient on pressure on the core sample (figure 2).
Начало процесса выпадения и формирования АСПО определяют по резкому изменению кривой проницаемости на графиках.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.
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).Studies of the deposition and formation of paraffins are carried out separately from studies of the deposition and formation of asphaltenes. For each filtration experiment, it is necessary to use different core samples and in-depth samplers due to the fact that after the experiments it is possible to block the pores and voids of the AFS core samples and violate the natural conditions of the occurrence of oil in the reservoir. In this regard, it is advisable to conduct only filtration studies of the deposition and formation of paraffins (for example, in the absence or negligible amount of asphaltenes in the studied oils) or only filtration studies of the deposition and formation of asphaltenes (for example, in the absence or negligible amount of paraffins).
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.3.The studies were carried out on a laboratory unit UIK-5. To ensure the possibility of filtering a deep (carbonated) oil sample, the installation was modernized by connecting a sampler with a mobile heating system. A schematic diagram of a filtration unit is shown in Fig.3.
Способ осуществляется следующим образом. Для обеспечения возможности проводить фильтрацию глубинной (газированной) пробы нефти установка модернизировалась путем подключения пробоотборника с передвижной обогревательной системой.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.
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.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 -
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.Before the experiment, core samples saturated with kerosene with residual water are installed in the
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.The whole system is thermostated, maintained while maintaining a given pressure and temperature. Formation 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
После этого фильтрационная система и передвижная обогревательная система 4совместно с находящимся в ней пробоотборником 5 изолируются друг от друга.After that, the filtration system and the mobile heating system 4 together with the
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».In the filtration system and the preparation unit and the mobile heating system 4, 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
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».When carrying out filtration studies necessary to determine the influence of the process of precipitation of asphaltenes in the filtration system and the
Операция повторяется до ступенчатого достижения необходимых значений пластового давления или пластовой температуры.The operation is repeated until the desired values of reservoir pressure or reservoir temperature are achieved.
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.The arrangement of all the necessary units in a single hydraulic circuit in a filtration unit allows flow studies on core material using deep (carbonated) oil samples, which significantly increases the reliability and representativeness of the research results.
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.These data can be used in the construction of refined geological and hydrodynamic models, which will be close to the actual conditions of field development, during the entire planned time of its operation.
Это приводит к изменению технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти и делает его более достоверным.This leads to a change in the feasibility study of oil recovery factors and makes it more reliable.
Claims (3)
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018109268A RU2680843C1 (en) | 2018-03-15 | 2018-03-15 | Permeability coefficient under changing thermobaric conditions on the core samples determining method |
| EA202000207A EA038113B1 (en) | 2018-03-15 | 2019-02-18 | Method for determining a permeability coefficient using core samples |
| PCT/RU2019/000098 WO2019177488A1 (en) | 2018-03-15 | 2019-02-18 | Method for determining a permeability coefficient using core samples |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018109268A RU2680843C1 (en) | 2018-03-15 | 2018-03-15 | Permeability coefficient under changing thermobaric conditions on the core samples determining method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2680843C1 true RU2680843C1 (en) | 2019-02-28 |
Family
ID=65632557
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018109268A RU2680843C1 (en) | 2018-03-15 | 2018-03-15 | Permeability coefficient under changing thermobaric conditions on the core samples determining method |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA038113B1 (en) |
| RU (1) | RU2680843C1 (en) |
| WO (1) | WO2019177488A1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110160932A (en) * | 2019-06-03 | 2019-08-23 | 西南石油大学 | A kind of oil-water relative permeability curve test device and test method |
| CN112081560A (en) * | 2020-09-01 | 2020-12-15 | 成都理工大学 | Development method of deep-sea high-temperature overpressure gas reservoir |
| CN113340993A (en) * | 2021-06-01 | 2021-09-03 | 中国石油大学(北京) | Ultrasonic monitoring device and method for temperature and pressure control of thick oil saturated rock sample |
| CN114062610A (en) * | 2021-11-16 | 2022-02-18 | 西南石油大学 | Device and method for recovering shale oil reservoir in laboratory |
| RU2820104C1 (en) * | 2023-07-02 | 2024-05-29 | Антон Максимович Ведменский | Method for assessing effect of acoustic action on oil displacement |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111980666B (en) * | 2020-09-03 | 2024-05-14 | 中国石油天然气集团有限公司 | Method for controlling invasion of hydrogen sulfide into shaft based on underground hydrocarbon detection technology |
| CN112014294B (en) * | 2020-09-11 | 2024-06-18 | 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 | Quantitative evaluation device for rock permeability damage caused by crude oil asphaltene and application thereof |
| CN112266861A (en) * | 2020-09-14 | 2021-01-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil reservoir microorganism storage and transportation device and application |
| CN116908409A (en) * | 2023-07-13 | 2023-10-20 | 中国石油大学(华东) | Device and method for predicting, treating and evaluating solid-phase deposition of ultra-deep condensate gas reservoir shaft |
Citations (6)
| 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 (en) * | 1982-02-26 | 1984-01-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Method and apparatus for determining permeability of borehole wall rock |
| US4773254A (en) * | 1987-07-07 | 1988-09-27 | Chevron Research Company | Automated steady state relative permeability measurement system |
| SU1749779A1 (en) * | 1989-04-18 | 1992-07-23 | Украинский Научно-Исследовательский Геологоразведочный Институт | Method for determining relative phase penetrability at two- phase filtration |
| RU2224105C1 (en) * | 2002-08-30 | 2004-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method determining restoration of permeability of rocks |
| CN105403497A (en) * | 2015-12-08 | 2016-03-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | Core permeability evolution simulation method and system |
-
2018
- 2018-03-15 RU RU2018109268A patent/RU2680843C1/en active
-
2019
- 2019-02-18 EA EA202000207A patent/EA038113B1/en unknown
- 2019-02-18 WO PCT/RU2019/000098 patent/WO2019177488A1/en active Application Filing
Patent Citations (6)
| 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 (en) * | 1982-02-26 | 1984-01-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Method and apparatus for determining permeability of borehole wall rock |
| US4773254A (en) * | 1987-07-07 | 1988-09-27 | Chevron Research Company | Automated steady state relative permeability measurement system |
| SU1749779A1 (en) * | 1989-04-18 | 1992-07-23 | Украинский Научно-Исследовательский Геологоразведочный Институт | Method for determining relative phase penetrability at two- phase filtration |
| RU2224105C1 (en) * | 2002-08-30 | 2004-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method determining restoration of permeability of rocks |
| CN105403497A (en) * | 2015-12-08 | 2016-03-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | Core permeability evolution simulation method and system |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. Введен в действие 01.07.1989. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110160932A (en) * | 2019-06-03 | 2019-08-23 | 西南石油大学 | A kind of oil-water relative permeability curve test device and test method |
| CN110160932B (en) * | 2019-06-03 | 2023-12-15 | 西南石油大学 | Oil-water relative permeability curve testing device and testing method |
| CN112081560A (en) * | 2020-09-01 | 2020-12-15 | 成都理工大学 | Development method of deep-sea high-temperature overpressure gas reservoir |
| CN112081560B (en) * | 2020-09-01 | 2022-10-28 | 成都理工大学 | Development method of deep-sea high-temperature overpressure gas reservoir |
| CN113340993A (en) * | 2021-06-01 | 2021-09-03 | 中国石油大学(北京) | Ultrasonic monitoring device and method for temperature and pressure control of thick oil saturated rock sample |
| CN114062610A (en) * | 2021-11-16 | 2022-02-18 | 西南石油大学 | Device and method for recovering shale oil reservoir in laboratory |
| CN114062610B (en) * | 2021-11-16 | 2023-07-21 | 西南石油大学 | Device and method for recovering shale oil reservoir in laboratory |
| RU2820104C1 (en) * | 2023-07-02 | 2024-05-29 | Антон Максимович Ведменский | Method for assessing effect of acoustic action on oil displacement |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA202000207A1 (en) | 2021-01-14 |
| WO2019177488A1 (en) | 2019-09-19 |
| EA038113B1 (en) | 2021-07-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2680843C1 (en) | Permeability coefficient under changing thermobaric conditions on the core samples determining method | |
| US10168265B2 (en) | Portable apparatus and methods for analyzing injection fluids | |
| Jamaluddin et al. | Laboratory techniques to measure thermodynamic asphaltene instability | |
| AU2005332039B2 (en) | Methods of evaluating undersaturated methane reservoirs | |
| Thawer et al. | Asphaltene deposition in production facilities | |
| Kamali et al. | A laboratory and numerical-simulation study of co-optimizing CO2 storage and CO2 enhanced oil recovery | |
| US20130188169A1 (en) | Apparatus and methods for determining commingling compatibility of fluids from different formation zones | |
| WO2011135466A1 (en) | System and method for determining the effect of water-based additives on oil recovery | |
| Wang et al. | Experimental investigation of the live oil-water relative permeability and displacement efficiency on Kingfisher waxy oil reservoir | |
| CN110648029A (en) | Analysis method for dynamic gathering and scattering accumulation process of gas reservoir | |
| US20200116613A1 (en) | Portable apparatus and methods for analyzing injection fluids | |
| Korobov et al. | Depth computation for the onset of organic sedimentation formation in the oil producing well as exemplified by the Sibirskoye oil field | |
| Struchkov et al. | Laboratory investigation of organic-scale prevention in a Russian oil field | |
| Temizel et al. | Production optimization through voidage replacement using triggers for production rate | |
| Bennion et al. | Laboratory procedures for optimizing the recovery from high temperature thermal heavy oil and bitumen recovery operations | |
| Moradi | Cost-effective and safe oil production from existing and near-future oil fields | |
| RU2698345C1 (en) | Enhanced oil recovery method | |
| Tipura et al. | Increasing oil recovery on the grane field with challenging PWRI | |
| Feng et al. | Asphaltene Deposition Preference and Permeability Reduction Mechanisms in Oil Reservoirs: Evidence from Combining X-ray Microtomography with Fluorescence Microscopy | |
| Czarnota et al. | Laboratory measurement of wettability for Ciężkowice sandstone | |
| Olkhovskaya et al. | Estimation of field production profiles in case of asphaltene deposition | |
| Nevin | Permeability, its measurement and value | |
| Zakirov et al. | Experimental study of the features of filtration of non-Newtonian oils in a porous medium | |
| CN116307280B (en) | Quantitative evaluation method for sulfur blockage damage of reservoir of acid gas reservoir | |
| WO2024110000A1 (en) | Method for determining the residual oil saturation of a formation |