DE112014006554T5

DE112014006554T5 - Bestimmung der Behandlungsfluidzusammensetzung unter Verwendung einer Minilagerstättenvorrichtung

Info

Publication number: DE112014006554T5
Application number: DE112014006554.4T
Authority: DE
Inventors: Liang Xu; Kai He
Original assignee: Multi Chem Group LLC
Current assignee: Multi Chem Group LLC
Priority date: 2014-04-04
Filing date: 2014-04-04
Publication date: 2016-12-15
Also published as: RU2016135031A3; GB2538456A; CA2941370A1; GB2538456B; NO20161305A1; WO2015152942A1; AU2014389498A1; NO345775B1; CN106471357A; RU2016135031A; CN106471357B; SA516371758B1; US9488586B2; US20160123890A1; CA2941370C; RU2662824C2; MX2016011588A; GB201614513D0; MX358599B; AU2014389498B2

Abstract

Eine Minilagerstättenvorrichtung kann verwendet werden, um eine Zusammensetzung von einem oder mehreren Behandlungsfluiden, Zusatzstoffen und anderen Fluiden zu screenen oder anderweitig zu bestimmen. Solche Fluide können in einer unterirdischen Formation verwendet werden. Verfahren zum Bestimmen einer Zusammensetzung können eine visuelle Analyse von jedem von zwei oder mehr Fluiden, jedem aus einer Vielzahl von Kandidatenfluiden, die durch eine Minilagerstättenvorrichtung fließen, und Auswahl von einem aus der Vielzahl von Kandidatenfluiden basierend zumindest teilweise auf dieser visuellen Analyse beinhalten. Bestimmte Verfahren können das Bestimmen eines Ölgewinnungsfaktors für jedes von einem oder mehreren Fluiden, die durch eine Minilagerstättenvorrichtung fließen, beinhalten. Bei bestimmten Verfahren können mehrere Behandlungsfluide und/oder Zusatzstoffe, wie zum Beispiel Tenside, basierend zumindest teilweise auf einer visuellen Analyse des Fluidflusses durch eine Minilagerstättenvorrichtung ausgewählt werden.

Description

ALLGEMEINER STAND DER TECHNIK
Die vorliegende Offenbarung betrifft allgemein Fluide und Verfahren zur Verwendung in unterirdischen Behandlungsvorgängen (z. B. Kohlenwasserstofffördervorgängen).
Behandlungsfluide können in einer Vielzahl von unterirdischen Behandlungen verwendet werden. Im hier verwendeten Sinn bezeichnet der Begriff „Behandlung“ oder „Behandeln“ einen unterirdischen Vorgang, der ein Fluid in Zusammenhang mit einer gewünschten Funktion und/oder für einen gewünschten Zweck verwendet. Im hier verwendeten Sinn implizieren die Begriffe „Behandlung“ und „Behandeln“ nicht zwingend eine bestimmte Handlung durch das Fluid oder eine bestimmte Komponente davon. Eine Art der in der Technik eingesetzten Behandlung zur Erhöhung der Leitfähigkeit einer unterirdischen Formation ist die hydraulische Frakturierung. Vorgänge der hydraulischen Frakturierung beinhalten im Allgemeinen das Pumpen eines Behandlungsfluids (z. B. eines Frakturierungsfluids oder eines „Pad-Fluids“) in ein Bohrloch, das eine unterirdische Formation durchdringt, bei oder über ausreichend hydraulischem Druck, um einen oder mehrere Wege oder „Frakturen“ in der unterirdischen Formation zu erschaffen oder verbessern. Diese Frakturen erhöhen allgemein die Permeabilität und/oder Leitfähigkeit dieses Abschnitts der Formation. Andere Behandlungsarten beinhalten unter anderem Fluten mit Wasser, Säuerung, Ablagerungshemmung, Korrosionshemmung, Reibungsreduzierung, Fluten mit CO₂, Hydratationshemmung, Paraffinhemmung und Schäumen. Solche Behandlungen können unter anderem eingesetzt werden, um die Gewinnung von Kohlenwasserstoffen oder anderen Zielmaterialien aus der unterirdischen Formation (z. B. in Öl- und/oder Gasbohrlöchern) zu ermöglichen oder verbessern.
Unter bestimmten Umständen kann die Zusammensetzung eines Behandlungsfluids basierend auf Variationen der Eigenschaften der unterirdischen Formation, in der es eingesetzt wird (z. B. petrophysische Eigenschaften wie zum Beispiel die Porengröße, Benetzbarkeit, Porosität und Permeabilität des Gesteins in der Formation, Temperatur der Formation und/oder die Zusammensetzung des Gesteins und/oder eingebetteter Fluide in der Formation, darunter Öltyp (falls Öl vorhanden ist), Alkalität und/oder Azidität der Verbindungen in der Formation und ähnlichem angepasst werden. Der Erhalt von Daten in Bezug auf diese Eigenschaften kann zu erheblichen Verzögerungen (z. B. Stunden oder sogar Tage) bei Bohrvorgängen führen, bevor effiziente Behandlungsfluide ausgewählt und verwendet werden können. In anderen Fällen können Behandlungsfluide ohne Berücksichtigung einiger oder aller der Eigenschaften der Formation verwendet werden, mit dem Risiko einer suboptimalen Gewinnung von Kohlenwasserstoff oder anderem Zielmaterial aus einer unterirdischen Formation.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
1 ist ein Diagramm, das ein Beispiel für ein Verfahren zur Herstellung einer Lagerstätten-on-Chip-Vorrichtung veranschaulicht.
2 ist eine Reihe von Darstellungen, die jeweils Porennetzwerke von beispielhaften Porous-Media-Analog-Vorrichtungen zeigt.
3 ist ein schematisches Diagramm einer Systemanordnung zur Durchführung von Verfahren in Übereinstimmung mit einigen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.
4 ist ein schematisches Diagramm einer Systemanordnung zur Durchführung von Verfahren in Übereinstimmung mit einigen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.
5 ist eine Reihe von Bildern, die eine visuelle Analyse der Fluidsättigung in einer Minilagerstättenvorrichtung in Übereinstimmung mit einigen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung darstellt.
6 ist eine Reihe von Bildern, die eine visuelle Analyse der Fluidsättigung in einer Minilagerstättenvorrichtung in Übereinstimmung mit einigen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung darstellt.
7 ist ein Bild, das ein Beispiel für eine Öl-in-Wasser-Emulsion in einem Nanokanal darstellt.
8 ist eine Reihe von Bildern, die das beispielhafte Porennetzwerk einer Minilagerstättenvorrichtung zeigt.
9a bis 9d sind bearbeitete Bilder, die die Durchdringung eines Kandidatenfluids in das Porennetzwerk einer Minilagerstättenvorrichtung gemäß einigen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung zeigen.
10a bis 10c sind bearbeitete Bilder, die die Durchdringung eines Kandidatenfluids in das Porennetzwerk einer Minilagerstättenvorrichtung gemäß einigen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung zeigen.
11a ist eine optische Mikrografie der Rohölverdrängung unter Verwendung eines Kandidatenfluids gemäß einigen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.
11b ist eine optische Mikrografie der Rohölverdrängung unter Verwendung eines anderen Kandidatenfluids gemäß einigen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung.
11c ist ein Bild von emulgierten Öltropfen, die bei einem Beispiel aufgezeichnet wurden, das gemäß einigen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung ausgeführt wurde.
Die 12a bis 12b sind bearbeitete Bilder, die die Durchdringung eines Kandidatenfluids in das Porennetzwerk einer Minilagerstättenvorrichtung gemäß einigen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung zeigen.
13 ist eine Reihe von Produktionsdatengraphen, die jeweils Produktionsdaten von verschiedenen Bohrlöchern gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung zeigt.
14 ist eine Reihe von Produktionsdatengraphen, die jeweils Produktionsdaten von verschiedenen Bohrlöchern gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung zeigt.
15 ist eine Reihe von Produktionsdatengraphen, die jeweils Produktionsdaten von verschiedenen Bohrlöchern gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung zeigt.
16 ist eine Reihe von Produktionsdatengraphen, die jeweils Produktionsdaten von verschiedenen Bohrlöchern gemäß bestimmten Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung zeigt.
Wenngleich Ausführungsformen dieser Offenbarung dargestellt und beschrieben und durch Verweis auf beispielhafte Ausführungsformen definiert wurden, lassen derartige Verweise jedoch nicht auf Einschränkungen der Offenbarung schließen und es sollen keine derartigen Einschränkungen gefolgert werden. Der offenbarte Gegenstand kann beträchtlicher Modifikation, Abänderung und Äquivalenten in Form und Funktion unterliegen, die für einschlägige Fachleute mit dem Vorteil dieser Offenbarung auf der Hand liegen werden. Die abgebildeten und beschriebenen Ausführungsformen dieser Offenbarung sind lediglich Beispiele und decken den Umfang der Offenbarung nicht vollständig ab.
AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG
Veranschaulichende Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung sind hier ausführlich beschrieben. Zwecks Klarheit sind unter Umständen nicht alle Merkmale einer tatsächlichen Implementierung in dieser Offenbarung beschrieben. Es versteht sich natürlich, dass bei der Entwicklung jeder beliebigen derartigen tatsächlichen Ausführungsform zahlreiche implementierungsspezifische Entscheidungen getroffen werden können, um die spezifischen Implementierungsziele zu erzielen, die von einer Implementierung zur nächsten variieren können. Darüber hinaus versteht es sich, dass derartige Entwicklungsbestrebungen zwar komplex und zeitaufwändig sein können, jedoch trotzdem für einschlägige Durchschnittsfachleute mit dem Vorteil der vorliegenden Offenbarung ein routinemäßiges Unterfangen darstellen.
Um ein besseres Verständnis der vorliegenden Offenbarung zu ermöglichen, sind die nachfolgenden Beispiele bestimmter Ausführungsformen bereitgestellt. Die folgenden Beispiele sollten keinesfalls als den Umfang der Erfindung beschränkend oder definierend verstanden werden. Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung können auf horizontale, vertikale, abweichende oder in anderer Weise nichtlineare Bohrlöcher einer beliebigen Art unterirdischer Formation, On-Shore und Off-Shore, anwendbar sein. Ausführungsformen können auf Einspritzbohrlöcher, Überwachungsbohrlöcher und Produktionsbohrlöcher, darunter Kohlenwasserstoffbohrlöcher oder Geothermiebohrlöcher, anwendbar sein.
Die Begriffe „koppeln“ oder „koppelt“ im hier verwendeten Sinne sollen entweder eine indirekte oder eine direkte Verbindung oder Einbeziehung bezeichnen. Wenn eine erste Vorrichtung an eine zweite Vorrichtung gekoppelt ist, kann diese Verbindung oder Einbeziehung somit über eine direkte Verbindung oder über eine indirekte mechanische, akustische oder elektrische Verbindung durch andere Vorrichtungen und Verbindungen erfolgen. Ebenso soll der Begriff „kommunizierend gekoppelt“ im hier verwendeten Sinne entweder eine direkte oder eine indirekte Kommunikationsverbindung bezeichnen. Eine solche Verbindung kann eine kabelgebundene oder kabellose Verbindung wie beispielsweise Ethernet oder LAN sein. Diese kabelgebundenen und kabellosen Verbindungen sind einschlägigen Durchschnittsfachleuten bekannt und werden daher hier nicht ausführlich erörtert. Wenn eine erste Vorrichtung kommunizierend an eine zweite Vorrichtung gekoppelt ist, kann diese Verbindung somit über eine direkte Verbindung oder über eine indirekte kommunizierende Verbindung durch andere Vorrichtungen und Verbindungen erfolgen.
Zu Zwecken dieser Offenbarung kann ein Informationsverarbeitungssystem beliebige Instrumente oder Instrumentensammlungen beinhalten, die betriebsfähig sind, um beliebige Formen von Informationen, Erkenntnissen oder Daten für geschäftliche, wissenschaftliche, steuerungsbezogene oder andere Zwecke zu berechnen, zu klassifizieren, zu verarbeiten, zu übertragen, zu empfangen, abzurufen, zu erzeugen, zu schalten, zu speichern, anzuzeigen, zu manifestieren, zu erkennen, aufzuzeichnen, zu reproduzieren, zu handhaben oder zu nutzen. Beispielsweise kann ein Informationsverarbeitungssystem ein Personalcomputer, eine Netzspeichervorrichtung oder eine beliebige andere geeignete Vorrichtung sein und kann hinsichtlich Größe, Form, Leistung, Funktionen und Preis variieren. Das Informationsverarbeitungssystem kann Arbeitsspeicher (RAM), eine oder mehrere Verarbeitungsressource(n), wie eine zentrale Recheneinheit (CPU) oder Hardware- oder Software-Steuerungslogik, Festwertspeicher (ROM) und/oder andere Arten von nicht flüchtigen Speichern beinhalten. Zusätzliche Komponenten des Informationsverarbeitungssystem können ein oder mehrere Laufwerke, einen oder mehrere Netzwerkanschlüsse zur Kommunikation mit externen Geräten sowie verschiedene Eingabe- und Ausgabe-(I/O)-Geräte, wie eine Tastatur, eine Maus und eine Videoanzeige, beinhalten. Das Informationsverarbeitungssystem kann außerdem einen oder mehrere Busse beinhalten, die betrieben werden können, um Kommunikationen zwischen den verschiedenen Hardware-Komponenten zu übertragen. Es kann auch eine oder mehrere Schnittstelleneinrichtungen beinhalten, die ein oder mehrere Signale an einen Controller, Aktor oder eine ähnliche Vorrichtung übertragen können.
Einschlägige Durchschnittsfachleute mit dem Vorteil dieser Offenbarung werden erkennen, dass die hier offenbarten Verfahren mithilfe eines oder mehrerer Informationsverarbeitungssysteme implementiert werden können. Insbesondere kann das eine oder können die mehreren Informationsverarbeitungssysteme maschinenlesbare Anweisungen zur Ausführung der hier offenbarten Verfahren beinhalten. In bestimmten Ausführungsformen können die verschiedenen Informationsverarbeitungssysteme kommunikativ durch ein kabelgebundenes oder kabelloses System gekoppelt sein, um die Datenübertragung zwischen den verschiedenen Untersystemen zu vereinfachen. Die Struktur und der Betrieb solcher kabelgebundenen oder kabellosen Systeme sind einschlägigen Durchschnittsfachleuten mit dem Vorteil der vorliegenden Offenbarung bekannt und werden daher hier nicht ausführlich erörtert. Außerdem kann jedes Informationsverarbeitungssystem Speichermedien und/oder Speicher beinhalten und kann ein beliebiges computerlesbares Medium sein, das Daten entweder permanent oder temporär speichert.
Für die Zwecke dieser Offenbarung können Speichermedien und/oder Speicher eines von oder eine Kombination aus flüchtigen oder nichtflüchtigen lokalen oder entfernten Vorrichtungen, die zum Speichern von Informationen geeignet sind, beinhalten. Zum Beispiel können Speichermedien und/oder Speicher eine Direktzugriffspeichervorrichtung (z. B. eine Festplatte oder ein Diskettenlaufwerk), eine Speichervorrichtung mit sequenziellem Zugriff (z. B. ein Bandlaufwerk), eine Compact Disk, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, elektrisch löschbaren programmierbaren Lesespeicher („EEPROM“), ein Festkörperlaufwerk („SSD“), Flash-Speicher, magnetische Speichergeräte, optische Speichergeräte, Netzspeichergeräte, Cloud-Speichergeräte oder ein anderes geeignetes Informationsspeichergerät oder eine Kombination dieser Vorrichtungen beinhalten.
Die vorliegende Offenbarung betrifft allgemein Fluide und Verfahren zu ihrer Verwendung bei unterirdischen Behandlungsvorgängen (z. B. Kohlenwasserstofffördervorgängen). Insbesondere betrifft die vorliegende Offenbarung Verfahren und Systeme zum Bestimmen der Zusammensetzung eines Behandlungsfluids. Ein Behandlungsfluid, dessen Zusammensetzung so bestimmt wird, kann in einigen Ausführungsformen in einem porösen Netzwerk wie zum Beispiel einem porösen Netzwerk einer unterirdischen Formation verwendet werden.
Spezifischer stellt die vorliegende Offenbarung Verfahren zur Bestimmung der Zusammensetzung eines Behandlungsfluids basierend zumindest teilweise auf Analyse in Verbindung mit dem Durchfließen von zwei oder mehr Fluidzusammensetzungen durch eine Minilagerstättenvorrichtung bereit, wobei die Vorrichtung optional eine oder mehrere injizierte Verbindungen beinhalten kann (wie zum Beispiel flüssigen und/oder gasförmigen Kohlenwasserstoff, der vorinjiziert, als vorherigen Schritt der Analyse injiziert und/oder zusammen mit der Injektion eines Behandlungsfluids (auf kontinuierlicher Flussbasis oder in gleichzeitigen oder sukzessiven Batch-Injektionen) injiziert werden kann). Eine solche Analyse kann in einigen Ausführungsformen die visuelle Analyse des Flusses von jeder der zwei oder mehr Fluidzusammensetzungen beinhalten. Geeignete Beispiele für die visuelle Analyse gemäß einigen Ausführungsformen werden nachfolgend detaillierter besprochen. In anderen Ausführungsformen kann die Analyse auch oder stattdessen die Analyse von jedem aus einer Vielzahl von Ausflüssen beinhalten, wobei jeder Ausfluss eine der Fluidzusammensetzungen und optional eine eingebettete Verbindung, die aus der Minilagerstättenvorrichtung austritt, umfasst. Die Ausflussanalyse kann z. B. die Charakterisierung einer oder mehrerer Eigenschaften des Ausflusses (wie zum Beispiel Zusammensetzung, Dichte, Viskosität, Polarität, Grad der Emulgierung und/oder eine andere Eigenschaft des Ausflusses) beinhalten. Die Ausflussanalyse kann mit jedem auf dem Gebiet bekannten Mittel zur Ausflussanalyse durchgeführt werden.
Unter den vielen Nutzen und Vorteilen der Verfahren und Systeme der vorliegenden Offenbarung kann das Behandlungsfluid in bestimmten Ausführungsformen so ausgewählt sein, dass es die Gewinnung von Öl, Gas und/oder anderem Kohlenwasserstoff aus der unterirdischen Formation ermöglicht oder verbessert. Die Gewinnung von Kohlenwasserstoff kann durch ein bestimmtes Behandlungsfluid „verbessert“ werden, falls über einen gegebenen Zeitraum eine größere Menge an Kohlenwasserstoff gewonnen wird als über den gleichen gegebenen Zeitraum ohne das Behandlungsfluid gewonnen würde. Die erhöhte Gewinnung könnte sich aus vielen Auswirkungen ergeben, wobei Beispiele dafür unter anderem Folgendes beinhalten: Entfernen von Hindernissen für den Fluss wie zum Beispiel Kalk oder Korrosion; Verbessern der Mobilität von Kohlenwasserstoffen in einer Formation und/oder einem Bohrloch; Erhöhen der Permeabilität und/oder Leitfähigkeit der unterirdischen Formation für Kohlenwasserstoffe und/oder andere Fluide (z. B. durch Erzeugen oder Verbessern einer oder mehrerer Frakturen in der unterirdischen Formation durch einen Frakturierungsvorgang und/oder durch Ätzen eines Teils der Formation, wie zum Beispiel durch Versäuerung); und anderes.
Zum Beispiel kann die Einbeziehung eines Tensidzusatzstoffes in einem Behandlungsfluid — und/oder sogar die Einbeziehung einer bestimmten Art von Tensid im Gegensatz zu einer anderen Art — zu einer verbesserten Gewinnung von Kohlenwasserstoff im Vergleich zur Verwendung dieses Behandlungsfluids ohne Tensid oder ohne die gleiche Art von Tensid führen. Als bestimmtes Beispiel kann die Einbeziehung eines schwach emulgierenden Tensidzusatzstoffes in einem Frakturierungsfluid im Vergleich zur Verwendung eines nicht emulgierenden Tensidzusatzstoffes in einem Frakturierungsfluid eine verbesserte Gewinnung von Kohlenwasserstoff aus einer engen Schieferformation bereitstellen. Ebenso kann in einem anderen Beispiel die Verwendung eines Ablagerungshemmers mit einer bestimmten Zusammensetzung im Vergleich zur Verwendung eines anderen Ablagerungshemmers in der gleichen Formation (obwohl die Ergebnisse in einer anderen Formation umgekehrt sein können) eine verbesserte Gewinnung von Kohlenwasserstoff bereitstellen (z. B. indem die Ablagerungsbildung in einer bestimmten Formation effektiver gehemmt wird). Entsprechend können die Verfahren einiger Ausführungsformen die Bestimmung einer Zusammensetzung eines Behandlungsfluids, das eine solche verbesserte Gewinnung von Kohlenwasserstoff bereitstellt, ermöglichen.
Wie angemerkt kann das Behandlungsfluid in bestimmten Ausführungsformen zur Verwendung in einem porösen Netzwerk wie zum Beispiel einem porösen Netzwerk einer unterirdischen Formation dienen. Solche Behandlungsfluide können Anwendungen z. B. bei Öl-, Gas- und/oder anderen Kohlenwasserstoffgewinnungsvorgängen haben (wie zum Beispiel direkt oder indirekt eine verbesserte Gewinnung von Kohlenwasserstoff bereitstellen). Insbesondere können bestimmte Ausführungsformen die Bestimmung eines Behandlungsfluids zur Verwendung in einer unterirdischen Formation beinhalten. In bestimmten Ausführungsformen kann das Behandlungsfluid aus einer Vielzahl von Kandidatenbehandlungsfluiden basierend zumindest teilweise auf einem des Folgenden ausgewählt sein: visuelle Analyse, Ausflussanalyse und Kombinationen davon. Verfahren gemäß bestimmten Ausführungsformen können die Bestimmung einer Komponente, die in einem Behandlungsfluid enthalten sein soll, beinhalten. In einigen Ausführungsformen kann die Komponente aus einer Vielzahl von Kandidatenkomponenten ausgewählt sein. Komponenten können gemäß einigen Ausführungsformen eins oder mehrere der Folgenden sein: Zusatzstoffe; Basisfluide; Lösungsmittel und Kombinationen davon. Allgemeiner müssen andere Ausführungsformen nicht zwingend eine Vielzahl von Kandidatenbehandlungsfluiden und/oder Kandidatenkomponenten beinhalten. Stattdessen können sie Folgendes beinhalten: Analyse einer oder mehrerer Fluidzusammensetzungen, wobei jede veranlasst wird, durch eine Minilagerstättenvorrichtung zu fließen; und anschließender Einschluss einer Verbindung in ein Behandlungsfluid und/oder Modifizierung der Zusammensetzung eines Behandlungsfluids basierend zumindest teilweise auf der Analyse der einen oder mehreren Fluidzusammensetzungen. Die Verbindung muss nicht zwingend eine oder mehrere der analysierten Fluidzusammensetzung(en) sein oder muss nicht zwingend darin enthalten sein. Zum Beispiel kann die Verbindung z. B. ein Tensid, ein Korrosionshemmer und/oder ein(e) basierend auf der Analyse anderer Fluidzusammensetzungen identifizierte(r) andere(r) Zusatzstoff oder Verbindung sein.
Ein Durchschnittsfachmann mit dem Vorteil dieser Offenbarung erkennt, dass dies lediglich Beispiele für Verfahren zur Bestimmung einer Zusammensetzung eines Behandlungsfluids basierend zumindest teilweise auf der Analyse von Behandlungsfluid, das durch eine Minilagerstättenvorrichtung fließt, sind. Es können andere Verfahren ausgeübt werden, die ebenfalls in den Umfang dieser Offenbarung und der hier dargelegten Ansprüche fallen.
Minilagerstättenvorrichtungen
Wie vorstehend besprochen können Verfahren gemäß einigen Ausführungsformen eine „Minilagerstättenvorrichtung“ einsetzen. Eine Minilagerstättenvorrichtung gemäß einigen Ausführungsformen kann ein(e) synthetische(r) dünne Bramme oder Chip sein, die/der ein Porennetzwerk beinhaltet. Der Chip kann aus jedem geeigneten Material zusammengesetzt sein. In einigen Ausführungsformen kann er Silizium oder ein auf Siliziumdioxid basiertes Substrat wie zum Beispiel Quarz sein; in anderen Ausführungsformen kann er ein polymerbasiertes Substrat wie zum Beispiel Polydimethylsiloxan (PDMS) und/oder ein thermoplastisches Elastomer (TPE) umfassen. In bestimmten Ausführungsformen können die Oberflächen des Porennetzwerks in der Minilagerstättenvorrichtung so angepasst sein, dass sie eine bestimmte Oberflächenchemie aufweisen. Zum Beispiel kann es möglich sein, die Benetzbarkeit der Oberfläche einer Minilagerstättenvorrichtung abzustimmen. Zum Beispiel kann eine Oberfläche eine Benetzbarkeit aufweisen, die Öl gegenüber Luft bevorzugt oder vorzugsweise durch Wasser benetzt wird. Zum Beispiel kann eine Siliziumchemikalienbehandlung (wie zum Beispiel Siliziumdampfablagerung, plasmaverstärkte chemische Dampfablagerung (PECVD) oder ähnliches) zu einer größeren Benetzung durch Wasser führen, während eine chemische Silanablagerung zu Ölbenetzungseigenschaften auf der Oberfläche führen kann. In einigen Ausführungsformen kann das Baumaterial zu einer bestimmten Benetzbarkeit führen. Zum Beispiel können PDMS-basierte Vorrichtungen bevorzugte Ölbenetzungseigenschaften aufweisen, während siliziumbasierte Vorrichtungen vorzugsweise durch Wasser benetzt werden. Zusätzlich oder stattdessen kann die Oberflächenladung durch verschiedene Ablagerungsverfahren abgestimmt werden, zum Beispiel kann PECVD von Siliziumdioxid an einer Oberfläche zu negativer Oberflächenladung führen, während die Funktionalisierung einer anderen Verbindung (wie zum Beispiel einem Silan, zum Beispiel 3-Aminopropyltrimethoxysilan (3-APTMS)) durch Dampfablagerung zu einer positiven Oberflächenladung führen kann.
Das Porennetzwerk (umfassend Poren und Hälse, die die Poren verbinden) kann basierend auf einer von zwei Methodologien geätzt oder anderweitig in den Chip gedruckt werden: (1) das Porennetzwerk kann eine Annäherung an ein von einer tatsächlichen Kernprobe gescannten Porennetzwerk sein, wobei in diesem Fall die Minilagerstättenvorrichtung als „Lagerstätten-on-Chip“-(„ROC“)-Vorrichtung bezeichnet werden kann; oder (2) das Porennetzwerk kann ein Abdruck eines rechnerisch oder anderweitig synthetisch entworfenen Porennetzwerks sein, wobei in diesem Fall die Minilagerstättenvorrichtung als „Porous Media Analog“-(„PMA“)-Vorrichtung bezeichnet werden kann. Eine Minilagerstättenvorrichtung beider Arten (ROC oder PMA) kann in einigen Ausführungsformen so konfiguriert sein, dass sie sich einem Porennetzwerk in einer unterirdischen Formation annähert (ob durch Reproduktion oder durch Erzeugung einer Struktur mit Eigenschaften wie zum Beispiel Permeabilität und/oder Porosität ähnlich einer unterirdischen Formation, oder durch andere Mittel der Annäherung). Jede Art von Vorrichtung wird nachfolgend detaillierter erörtert.
Eine Lagerstätte-on-Chip wie in den Verfahren einiger Ausführungsformen eingesetzt kann durch ein geeignetes Mittel zum Übertragen einer Annäherung der Porenstruktur einer Kernprobe auf einen Chip gebildet werden. In einigen Ausführungsformen kann die Annäherung ein zu einem zweidimensionalen Porennetzwerk kollabiertes dreidimensionales Porennetzwerk der Kernprobe darstellen. Zum Beispiel kann eine ROC gemäß dem in 1 gezeigten Ablaufdiagramm entworfen und aufgebaut sein. Aus der Formation 101 kann ein Kernstopfen 105 extrahiert werden. Auf dem Kernstopfen 105 können verschiedene Verfahren der Bildverarbeitung ausgeführt werden, um ein dreidimensionales Modell des Porennetzwerks 110 des Stopfens zu extrahieren und visuell zu rekonstruieren. Zum Beispiel kann der Kern an einem ersten Punkt aufgeschnitten und sein Querschnitt an diesem ersten Punkt gescannt werden (z. B. durch fokussierte Ionenstrahlrasterelektronenmikroskopie („FIB-SEM“)); kann eine zweite, dünne (z. B. im Nanometer- oder Mikrometer-Maßstab) Scheibe aus dem Kern entfernt und ein zweiter Querschnitt an diesem Punkt gescannt werden; und iterativ so weiter, um eine Reihe von Querschnittsscans des Porennetzwerks des Kernstopfens zu erzeugen, wobei die Querschnittsscans wieder zusammengesetzt werden können (z. B. gestapelt), um das dreidimensionale Porennetzwerk der Kernprobe zu modellieren. In einem anderen Beispiel kann der Kern durch Mikrocomputer-Tomografie gescannt werden, um ein Modell der Innenstruktur des Porennetzwerks zu erhalten. Das dreidimensionale Porennetzwerkmodell 110 wird dann unter Anwendung eines geeigneten Verfahrens wie zum Beispiel Delauney-Triangulierung oder eines Verfahrens wie in Gunda et al., Reservoir-on-a-Chip (ROC): A new paradigm in reservoir engineering, LAB ON A CHIP, 2011, 11, unter 3785–3792 (nachfolgend „Gunda et al.“) und in darin zitierten Referenzen beschrieben zu einem entsprechenden zweidimensionalen Porennetzwerkmodell 115 verflacht. Die Porosität, Permeabilität, Porengröße und Benetzbarkeit (unter anderen Merkmalen) des gemäß solchen Verfahren gebildeten zweidimensionalen Porennetzwerkmodells 115 können sich eng denjenigen des dreidimensionalen Porennetzwerkmodells 110 annähern. Das zweidimensionale Porennetzwerkmodell 115 kann dann verwendet werden, um eine Maske (z. B. eine Glasmaske) zur Verwendung beim Ätzen einer Replik des zweidimensionalen Porennetzwerks 115 auf ein Substrat (z. B. Silizium, PDMS oder ein anderes Substrat für den Chip) zu erstellen, wodurch ein geätztes Porennetzwerk 120 auf dem Chip 125 gebildet wird. Einlass- und Auslasskanäle, damit Fluid durch das geätzte Porennetzwerk 120 fließen kann, können in Fluidkommunikation mit dem Porennetzwerk stehen. Solche Kanäle können geätzt oder dem Chip 125 anderweitig hinzugefügt werden und/oder sie können an Einlass- und Auslasspunkte am Chip gekoppelt sein. Schließlich kann Glas oder ein anderes transparentes Substrat auf den Chip gepfropft werden, um die visuelle Beobachtung des geätzten Porennetzwerks 120 auf dem Chip 125, der die finale ROC 125 bildet, zu ermöglichen. Eine ROC kann alternativ durch verschiedene andere Verfahren und/oder Variationen der vorstehend beschriebenen Verfahren gebildet werden, zum Beispiel wie in Gupta et al. und/oder Literaturverweisen darin beschrieben.
Eine PMA-Vorrichtung kann durch eine ähnliche Methodologie aufgebaut werden, mit der Ausnahme, dass das zweidimensionale Porennetzwerkmodell synthetisch erstellt wird und nicht aus Scans oder anderer Bildgebung einer tatsächlichen Kernprobe gewonnen wird. Die synthetische Erstellung kann durch jedes geeignete Mittel erfolgen, wie zum Beispiel eine computergestützte Erstellung eines Porennetzwerks mit Eingabeparametern wie zum Beispiel Porosität, Permeabilität, Porengröße und Benetzbarkeit. In einigen Ausführungsformen kann sich eine solche Erstellung einer unterirdischen Formation annähern. 2 ist ein durch Mikroskop bei 100x Objektiv erfasstes Bild, das vier Beispiele für computergenerierte Porennetzwerke zeigt, die auf Minilagerstättenvorrichtungen ausgegeben werden. Solche Netzwerke können eine feste Struktur aufweisen, wie zum Beispiel die in den Beispielen 201 und 205 gezeigten Gitter, oder sie können randomisiert sein, wie in den Beispielen 210 und 215 gezeigt. PMA-(oder ROC-)-Vorrichtungen können vollständig oder teilweise durch Verfahren wie von Gupta et al. beschrieben und/oder wie in Mao and Han, Fabrication and characterization of 20 nm planar nanofluidic channels by glass-glass and glass-silicon bonding, LAB ON A CHIP, 2011, 5 (8) bei 837–844 (nachfolgend „Mao und Han 2011“) beschrieben; und/oder wie in Wu et al., Single- and Two-phase Flow in Microfluidics Porous Media Analogs based on Voronoi Tessellation, LAB ON A CHIP, 12 (2) bei 253–261 (nachfolgend „Wu et al. 2012“) beschrieben gebildet werden.
Jede Art von Minilagerstättenvorrichtung (ROC oder PMA) kann in einigen Ausführungsformen ein poröses Netzwerk mit Mikroporen, Nanoporen oder beiden umfassen. Mikroporen sind Poren-, Kanal- und/oder Halsstrukturen mit im Allgemeinen Durchmessern im Mikrometer-Maßstab (z. B. ungefähr 1 μm bis ungefähr 1.000 μm); Nanoporen sind Poren-, Kanal- und/oder Halsstrukturen mit im Allgemeinen Durchmessern im Nanometer-Maßstab (z. B. ungefähr 1 nm bis ungefähr 1.000 nm, oder ungefähr 1 nm bis ungefähr 400 nm, oder ungefähr 1 nm bis ungefähr 300 nm, oder ungefähr 1 nm bis ungefähr 250 nm). Eine Minilagerstättenvorrichtung (ob ROC oder PMA) mit Poren, die so klein wie Mikroporen sind, kann als „mikrofluidische Vorrichtung“ bezeichnet werden, und eine Minilagerstättenvorrichtung mit Poren, die so klein wie Nanoporen sind, kann als „nanofluidische Vorrichtung“ bezeichnet werden. Bestimmte Ausführungsformen können eine nanofluidische Vorrichtung einsetzen, zum Beispiel, um die Zusammensetzung eines Behandlungsfluids zur Verwendung in einer Formation mit geringer Permeabilität und/oder Porosität zu bestimmen, wie zum Beispiel einer unkonventionellen Formation (z. B. einer engen Schieferformation).
Eine Minilagerstättenvorrichtung gemäß bestimmten Ausführungsformen kann eine Vielzahl von Porennetzwerken beinhalten. In solchen Ausführungsformen kann jedes Netzwerk separat sein (das heißt, dass ein Porennetzwerk nicht in Fluidkommunikation mit einem anderen Porennetzwerk auf der Vorrichtung ist). In bestimmten dieser Ausführungsformen kann jedes Porennetzwerk im Wesentlichen identisch sein. Solche Vorrichtungen können das parallele Testen von jedem von mehreren verschiedenen Fluiden oder Fluidsätzen in im Wesentlichen ähnlichen Porennetzwerken ermöglichen. In noch anderen Ausführungsformen können sich zwei oder mehrere der Porennetzwerke in einer einzelnen Minilagerstättenvorrichtung voneinander unterscheiden.
Das Testen unter Verwendung einer Minilagerstättenvorrichtung kann das Injizieren eines oder mehrerer Fluide (z. B. Gase und/oder Flüssigkeiten) in das Porennetzwerk der Minilagerstättenvorrichtung beinhalten. Wie zuvor angemerkt ist eine Minilagerstättenvorrichtung so strukturiert, dass sie eine visuelle Analyse von z. B. dem Fluss eines injizierten Fluids durch das Porennetzwerk der Minilagerstättenvorrichtung ermöglichen kann. Die visuelle Analyse, wie hier verwendet, beinhaltet ein Mittel zum Analysieren des Fluidflusses durch zumindest einen Abschnitt des Porennetzwerks einer Minilagerstättenvorrichtung (und/oder einer anderen Eigenschaft, die sich auf die Gegenwart eines Fluids in der Minilagerstättenvorrichtung bezieht), wobei das Mittel zum Analysieren zumindest teilweise auf Folgendem basiert: direktes Ansehen; Ansehen oder Analyse eines oder mehrerer Bilder und/oder Bilddaten und/oder Video; und Kombinationen davon. Die visuelle Analyse kann den Erhalt von visuellen Daten beinhalten, wie zum Beispiel: direkte visuelle Beobachtung (z. B. das Ansehen und/oder die automatisierte Verarbeitung von einem oder mehreren Bildern und/oder das Ansehen der Minilagerstättenvorrichtung in Echtzeit), Aufzeichnen von visuellen Bilddaten und ähnliches. Die visuelle Analyse kann vollständig oder teilweise automatisiert sein (das heißt vollständig oder teilweise von einem Informationsverarbeitungssystem durchgeführt werden, das maschinenlesbare Anweisungen ausführt). Zum Beispiel kann der Erhalt von visuellen Daten über den Fluidfluss durch das Porennetzwerk der Minilagerstättenvorrichtung durch eine Bildgebungsvorrichtung wie ein Mikroskop ermöglicht werden, insbesondere wenn Mikro- und/oder Nanoporennetzwerke beobachtet werden. Insbesondere kann eine Bildgebungsvorrichtung wie ein Mikroskop nahe einer Minilagerstättenvorrichtung positioniert sein, um eine visuelle Beobachtung des Fluidflusses im Porennetzwerk der Vorrichtung zu ermöglichen. Die visuelle Beobachtung kann z. B. durch die direkte Betrachtung über die Bildgebungsvorrichtung erfolgen. Sie kann auch oder stattdessen vollständig oder teilweise automatisiert sein. Zum Beispiel kann die Bildgebungsvorrichtung optional weiter eine Bilderfassungsvorrichtung wie eine Kamera oder eine andere Vorrichtung, die dazu geeignet ist, visuelle Bilddaten von Fluid, das durch die Minilagerstättenvorrichtung fließt, zu erfassen, beinhalten und/oder daran gekoppelt sein (z. B. um später ein Bild oder Bilder anzusehen und/oder später ein Video abzuspielen). Bestimmte Ausführungsformen können zum Beispiel ein Mikroskop einsetzen, das mit einer motorisierten Stufe und einer Hochgeschwindigkeitskamera mit hoher Auflösung ausgestattet ist. Hochgeschwindigkeitskameras können in einigen Ausführungsformen eine detaillierte Analyse eines Fluidflusses ermöglichen.
Zusätzlich oder stattdessen kann das Erfassen von visuellen Bilddaten eine Bildverarbeitung eines aktuell beobachtbaren Bildes und/oder eines oder mehrerer erfasster Bilder oder Videos (z. B. automatische Bilderkennung) beinhalten. In bestimmten Ausführungsformen kann eine Bildgebungsvorrichtung und/oder eine Bilderfassungsvorrichtung dann elektronisch an ein Informationsverarbeitungssystem gekoppelt sein. Das Informationsverarbeitungssystem kann Speicher beinhalten, der maschinenlesbare Anweisungen umfasst, die, wenn sie ausgeführt werden, das Informationsverarbeitungssystem veranlassen, ein oder mehrere Bilder der mikrofluidischen Vorrichtung (und irgendeines Fluids in der Vorrichtung) zu erfassen. Zusätzlich oder stattdessen kann der Speicher maschinenlesbare Anweisungen umfassen, die, wenn sie ausgeführt werden, das Informationsverarbeitungssystem veranlassen, eine visuelle Analyse von Bilddaten der Minilagerstättenvorrichtung durchzuführen. Ein Beispiel für eine solche visuelle Analyse kann zum Beispiel den Vergleich von Volumen von einem oder mehreren Fluiden im Porennetzwerk der Minilagerstättenvorrichtung zwischen zwei oder mehr Bildern (und/oder zwischen zwei oder mehr Videos) beinhalten. Zum Beispiel kann eine Bildsubtraktion (zumindest teilweise) die automatisierte Bestimmung relativer Volumen eines gegebenen Fluids im Porennetzwerk zu zwei verschiedenen Zeitpunkten ermöglichen.
Weiter kann bzw. können einem oder mehreren Fluiden (Kohlenwasserstoff oder sonstiges), die durch die Vorrichtung fließen sollen, ein oder mehrere Färbemittel oder andere Kontrastmittel hinzugefügt werden, um die visuelle Analyse zu unterstützen oder anderweitig zu begleiten. Solche Färbemittel oder Kontrastmittel können den Kontrast zwischen zwei oder mehr Fluiden (und/oder zwei oder mehr Phasen), die durch die Vorrichtung fließen, verstärken, wodurch eine deutlichere visuelle Analyse ermöglicht wird. Zum Beispiel kann einem Fluid, das zum gleichen Zeitpunkt wie ein Kohlenwasserstofffluid durch die Minilagerstättenvorrichtung fließt, Färbemittel für Lebensmittel hinzugefügt werden, um eine bessere Betrachtung des gefärbten Fluids im Kontrast zum Kohlenwasserstofffluid und/oder der Minilagerstättenvorrichtung zu ermöglichen. In einigen Ausführungsformen kann das Färben eines oder mehrerer Fluide, die durch die Vorrichtung fließen, die visuelle Analyse der Interaktion zwischen zwei oder mehr Fluiden, wie zum Beispiel der Bildung von Emulsionen, ermöglichen.
Bei Verfahren gemäß einigen Ausführungsformen können Minilagerstättenvorrichtungen eine bessere Wiederholbarkeit des Testens im Vergleich zu anderen Testmitteln ermöglichen, wie zum Beispiel das Testen von Kernproben. Zum Beispiel können in einigen Ausführungsformen zwei oder mehr Minilagerstättenvorrichtungen jeweils mit identischen Porenstrukturen hergestellt werden, wodurch ermöglicht wird, dass das Testen von mehreren Fluidzusammensetzungen parallel durchgeführt werden kann. In einigen Ausführungsformen kann eine Minilagerstättenvorrichtung nach dem Gebrauch entsorgt werden (z. B. aufgrund eingetretener Fluidzusammensetzung, Vorrichtungsporenschaden beim Testen oder ähnlichem), um eine maximale Genauigkeit der analytischen Daten sicherzustellen. Somit erfordert die Herstellung mehrerer Minilagerstättenvorrichtungen nicht zwingend das parallele Testen von Fluidzusammensetzungen; stattdessen können bei den Verfahren einiger Ausführungsformen mehrere Minilagerstättenvorrichtungen einfach für zwei oder mehrere sukzessive Verfahren benötigt werden. In anderen Ausführungsformen kann jedoch eine Minilagerstättenvorrichtung erneut verwendet werden, optional mit einer Reinigung (z. B. durch Stickstoffgasinjektion oder ein anderes geeignetes Verfahren) zwischen jedem Gebrauch.
Testverfahren unter Verwendung einer Minilagerstättenvorrichtung
Ein Verfahren gemäß einigen beispielhaften Ausführungsformen kann teilweise unter Bezugnahme auf 3 beschrieben werden. 3 ist ein Diagramm, das ein beispielhaftes System 300 einer Ausstattung zur Verwendung in Verfahren zur Bestimmung der Zusammensetzung eines Behandlungsfluids gemäß einigen Ausführungsformen darstellt. Die Minilagerstättenvorrichtung 301 beinhaltet ein Porennetzwerk, das in Fluidkommunikation mit jedem von zwei Einlässen (305 und 306) und zwei Auslässen (315 und 316) steht. Die Rohre jedes Einlass-Auslass-Paares (305 plus 315 und 306 plus 316) bilden jeweils einen ersten und zweiten Kanal 355 und 366. Eine Bildgebungsvorrichtung 310 ist nahe der Minilagerstättenvorrichtung 301 positioniert. Obwohl in 3 nicht gezeigt, kann die Bildgebungsvorrichtung 310 in einigen Ausführungsformen kommunikativ an ein Informationsverarbeitungssystem gekoppelt sein, wie vorstehend erörtert. Die Bildgebungsvorrichtung kann bei der visuellen Analyse des Fluidflusses durch die Minilagerstättenvorrichtung 301 in Übereinstimmung mit der vorherigen Erörterung der visuellen Analyse helfen oder diese ermöglichen. Erste und zweite Kapillarrohre 325 und 326 sind in Fluidkommunikation mit jedem jeweiligen Kanal 355 und 366 und können eins oder zwei von einem Fluid zur Analyse (z. B. ein Kandidatenbehandlungsfluid, einen Kandidatenzusatzstoff oder ein anderes Fluid) und flüssigem und/oder gasförmigem Kohlenwasserstoff (z. B. Naturgas, Rohöl und ähnliches) halten. Jedes Kapillarrohr 325 und 326 kann weiter einen Einlass oder andere Mittel zur Aufnahme von zusätzlichem Fluid beinhalten (nicht gezeigt). Eine Antriebsgasquelle 370 ist durch erste und zweite Leitungen (375 bzw. 376) mit jeder der Kapillaren 325 und 326 verbunden, wobei jede Leitung jeweils erste und zweite Druckregulatoren 385 und 386 zur unabhängigen Regulierung des Flusses des Antriebsgases in jede Kapillare 325 und 326 (und Druckschalter 383 und 384 zum Abstellen oder Ermöglichen des Flusses) beinhaltet, um jedes Fluid in jeder Kapillare bei steuerbaren Drücken in die Kanäle 355 und 366 zu treiben. Erste und zweite Manometer 395 und 396 können die Überwachung des Antriebsdrucks ermöglichen.
Das erste Kapillarrohr 325 kann mit flüssigem Kohlenwasserstoff beladen sein, und das zweite Kapillarrohr 326 kann mit einem Kandidatenzusatzstoff wie zum Beispiel einem Tensid beladen sein. Der flüssige Kohlenwasserstoff kann in einigen Ausführungsformen Rohöl, Naturgas, anderer flüssiger Kohlenwasserstoff und Kombinationen davon sein. Er kann aus einer bestimmten unterirdischen Formation von Interesse stammen (z. B. einer unterirdischen Formation, in der einer aus einer Vielzahl von Kandidatenzusatzstoffen zur Verwendung untersucht wird). Der erste Druckregulator 385 kann so eingestellt sein, dass er den Fluss von komprimiertem Gas (z. B. komprimiertem Stickstoffgas) von einer Gasquelle 370 durch die erste Leitung 375 und in die erste Kapillare 325 ermöglicht, wobei der flüssige Kohlenwasserstoff über den ersten Einlass 305 in den ersten Kanal 355 in die Minilagerstättenvorrichtung 301 und wiederum durch den ersten Auslass 315 gedrückt wird. Wie angemerkt können die Oberflächen des Porennetzwerks in der Minilagerstättenvorrichtung in einigen Ausführungsformen so hergestellt sein, dass sie eine Benetzbarkeit aufweisen, die Öl gegenüber Luft bevorzugt. Somit kann der flüssige Kohlenwasserstoff das Porennetzwerk über den ersten Kanal 355 infiltrieren, anstatt nur den Kanal 355 zu passieren und über den ersten Auslass 315 auszutreten. Bei Verfahren gemäß einigen Ausführungsformen kann es dem flüssigen Kohlenwasserstoff ermöglicht werden, einen kontinuierlichen und/oder stetigen Fluss zu erreichen, woraufhin der zweite Druckregulator 386 einen Fluss von Gas in die zweite Leitung 376 ermöglicht, um den Kandidatenzusatzstoff von der zweiten Kapillare 326 über den zweiten Einlass 306 in die Minilagerstättenvorrichtung 301, durch den zweiten Kanal 366 und über den zweiten Auslass 316 aus der Vorrichtung zu drücken. In Ausführungsformen, bei denen die Vorrichtung 301 vorzugsweise ölbenetzend ist, kann ein geringer anfänglicher Antriebsdruck des Kandidatenfluids dazu führen, dass das Kandidatenfluid durch den zweiten Kanal 366 und aus dem zweiten Auslass 316 fließt, ohne das Porennetzwerk der Minilagerstättenvorrichtung zu durchbrechen (das heißt, ohne auf einer Strecke durch zumindest einen Teil des Porennetzwerks zu fließen, um den gegenüberliegenden Kanal zu erreichen, hier den ersten Kanal 365). In bestimmten anderen Ausführungsformen kann die Minilagerstättenvorrichtung andererseits stattdessen bevorzugt gegenüber einer wässrigen Phase benetzend sein, und das Kandidatenfluid kann in wässriger Phase sein, wodurch dem Kandidatenfluid ermöglicht wird, einfacher durchzubrechen (es Öl beim Injizieren jedoch schwieriger gemacht wird, durchzubrechen). Ein Durchschnittsfachmann mit dem Vorteil dieser Offenbarung erkennt, wann eine bestimmte Anwendung bevorzugt Öl- gegenüber Wasserbenetzung der Porennetzwerkoberflächen der Minilagerstättenvorrichtung erfordert (basierend z. B. auf Eigenschaften einer Formation oder eines anderen Porennetzwerks, die/das aktuell untersucht wird). Oberflächeneigenschaften wie zum Beispiel bevorzugte Benetzbarkeit können gemäß einem geeigneten Verfahren, darunter die hier vorstehend besprochenen, gestaltet und in eine Minilagerstätteneinrichtung eingebaut sein. Außerdem kann bzw. können in einigen Ausführungsformen ein oder beide Auslässe 315 und 316 geschlossen sein, um Fluss eines Fluids auf eine gewünschte Weise zu lenken (z. B. kann der zweite Auslass 316 geschlossen sein, um das Lenken eines Kandidatenfluids von dem zweiten Kanal 366 durch das Porennetzwerk der Minilagerstättenvorrichtung 301 und aus dem ersten Auslass 315 zu unterstützen).
Der Rest dieses beispielhaften Verfahrens wird in Übereinstimmung mit Ausführungsformen beschrieben, wobei die Minilagerstättenvorrichtung 301 bevorzugt ölbenetzend ist, und weiter in Übereinstimmung mit Ausführungsformen, wobei das Kandidatenfluid ein Fluid in wässriger Phase ist. Somit kann ein anfänglicher Antriebsdruck des Kandidatenfluids möglicherweise nicht zum Durchbruch führen. Die Verfahren einiger Ausführungsformen können daher einen variierenden Antriebsdruck eines Fluids, das in die Minilagerstättenvorrichtung injiziert wird, beinhalten. Zum Beispiel kann der Antriebsdruck des Kandidatenfluids in dieser beispielhaften Ausführungsform nach oben variiert werden (z. B. bis ein Durchbruch stattfindet). Der Druck kann dann optional weiter variiert werden. Zum Beispiel kann er weiter erhöht werden, um gewünschte Effekte zu erreichen und/oder gewünschte Beobachtungen zu erhalten. Insbesondere kann der Antriebsdruck erhöht werden, um eine vollständigere (oder im Wesentlichen vollständige) Verdrängung der in das Porennetzwerk der Minilagerstättenvorrichtung eingebetteten Kohlenwasserstoffphase zu erreichen. Er kann erhöht werden, um eine vollständige oder nahezu vollständige Durchdringung von Poren und/oder Hälsen im Porennetzwerk durch das Kandidatenfluid zu erreichen.
An einer Stelle oder Stellen der vorstehend erörterten Flussprozesse (von Kohlenwasserstoff und/oder Kandidatenfluid, in dieser beispielhaften Ausführungsform) kann die Bildgebungsvorrichtung 310 die Beobachtung von Live-Bildern des Fluidflusses durch die Minilagerstättenvorrichtung ermöglichen. Sie kann auch oder stattdessen ein oder mehrere Bilder und/oder Videos des Flusses erfassen und kann weiter veranlassen, dass ein oder mehrere Bilder und/oder Videos aufgezeichnet werden (z. B. in maschinenlesbarem Medium in einem gekoppelten Informationsverarbeitungssystem (in 3 nicht gezeigt) gespeichert). Eine visuelle Analyse solcher Bilder und/oder Videos (ob live oder später angesehen) kann einen Einblick in verschiedene Parameter wie Durchbruchsdruck, Kohlenwasserstoffverdrängung, Flusseigenschaften eines oder mehrerer Fluide, die das Porennetzwerk der Minilagerstättenvorrichtung durchlaufen, und ähnliches bereitstellen. In bestimmten Ausführungsformen kann eine solche Analyse, wie zuvor angemerkt, vollständig oder teilweise automatisiert sein. Zum Beispiel können Bildverarbeitungssoftware oder ähnliche Mittel in maschinenlesbaren Medien eines Informationsverarbeitungssystems gespeichert werden und können z. B. dazu in der Lage sein, Volumen von Kohlenwasserstoff oder anderem Fluid, der/das zu einem oder mehreren gegebenen Zeitpunkten in das Porennetzwerk der Minilagerstättenvorrichtung eingetreten ist, zu bestimmen. Der Vergleich zwischen mehreren Bildern kann z. B. die Bildsubtraktion zum Bestimmen von Volumenunterschieden von einem oder mehreren Fluiden vs. Zeit ermöglichen.
Weiter kann jedes von mehreren Fluiden auf eine ähnliche Weise verfolgt und/oder analysiert werden. Zurückkehrend zu beispielhaften Ausführungsformen unter Verwendung von Ausstattung wie in 3 gezeigt, kann zum Beispiel jedes von zwei oder mehr Kandidatenfluiden während verschiedener Vorgänge innerhalb desselben Verfahrens injiziert werden. Das bedeutet, dass ein erstes Kandidatenfluid injiziert werden kann (z. B. durch die zweite Kapillare 326 in den zweiten Kanal 366, und von dort in die Minilagerstättenvorrichtung 301 und hinaus über einen oder beide von dem ersten und zweiten Auslass 315 und 316), wobei das Injizieren des ersten Kandidatenfluids beendet werden kann und danach ein zweites Kandidatenfluid ähnlich injiziert werden kann, optional gefolgt von einem dritten Kandidatenfluid und so weiter. Andere Ausführungsformen können das Injizieren jedes Kandidatenfluids in jede von mehreren Minilagerstättenvorrichtungen beinhalten (entweder bei parallelen Vorgängen oder nacheinander, oder teilweise überlappend). Ebenso können andere Ausführungsformen das Injizieren jedes Kandidatenfluids in jedes von mehreren Porennetzwerken in einer einzelnen Minilagerstättenvorrichtung beinhalten. In solchen Ausführungsformen, die parallele Methodologien beinhalten, kann dann das Potenzial für eine Kreuzkontamination (z. B. durch übriges Kandidatenfluid aus einer vorherigen Injektion) minimiert werden, wodurch eine bessere Kontrolle und genauere Analyse basierend lediglich auf dem aktuell injizierten Fluid ermöglicht wird.
Es versteht sich weiter, dass verschiedene Anordnungen gemäß einigen Ausführungsformen verwendet werden können. Zum Beispiel zeigt 4 eine andere beispielhafte Anordnung mit einer Spritzenpumpe 401 zur Injektion eines Kandidatenfluids und/oder von Fluidkohlenwasserstoff in die Minilagerstättenvorrichtung 301, die auf einer motorisierten Stufe 405 eines Mikroskops 410 angeordnet sein kann. Ausfluss kann in einem geeigneten Behälter 415 gesammelt werden. Jedes Element oder Elemente der 3 und 4 können natürlich kombiniert werden, um weitere beispielhafte Konfigurationen zum Ausführen der hier beschriebenen Verfahren zu erhalten (z. B. könnte eine Anordnung mit Mikroskop und motorisierter Stufe als Bildgebungsvorrichtung 310 verwendet werden; und/oder anstelle der Spritzenpumpe 401 in der Anordnung 400 der 4 können bzw. kann eine Gasquelle mit Druckschaltern und/oder Regulatoren verwendet werden). Weiter werden diese beispielhaften Anordnungen 300 und 400 hier lediglich verwendet, um Beispiele für Anordnungen zu zeigen, die für die Durchführung der hier beschriebenen Verfahren geeignet sind. Einschlägige Durchschnittsfachleute mit dem Vorteil dieser Offenbarung werden ohne Weiteres Variationen oder andere Anordnungen erkennen, die mit Verfahren der vorliegenden Offenbarung verwendet werden können.
Weiter kann, wie angemerkt, der Antriebsdruck im Zeitverlauf in einigen Ausführungsformen variieren. Insbesondere kann der Antriebsdruck (wie bei oder vor einem Einlass in der Minilagerstättenvorrichtung gemessen) während der Injektion von ungefähr 1 psig bis ungefähr 5.000 psig variieren. In bestimmten Ausführungsformen kann er von ungefähr 1 psig bis ungefähr 100 psig reichen, und in anderen Ausführungsformen von ungefähr 1 bis ungefähr 50 psig. In bestimmten anderen Ausführungsformen kann der Antriebsdruck von ungefähr 1 bis ungefähr 60 psig; von ungefähr 1 bis ungefähr 40 psig; von ungefähr 1 bis ungefähr 20 psig variieren. In bestimmten Ausführungsformen kann sich der Druck mit der Zeit erhöhen, sodass die Injektion bei einem anfänglichen Antriebsdruck P₁ beginnt und danach auf einen höheren Antriebsdruck P₂ variiert wird. Die anfänglichen Antriebsdrücke (für Kohlenwasserstoff, Kandidatenfluid und/oder ein in die Minilagerstättenvorrichtung injiziertes Fluid) gemäß verschiedenen Ausführungsformen kann in einigen Ausführungsformen von ungefähr 1 psig bis ungefähr 5.000 psig reichen. In bestimmten Ausführungsformen kann der anfängliche Antriebsdruck ungefähr jeder ganzzahlige Wert zwischen 1 und 100 psig sein. Somit kann zum Beispiel ein anfänglicher Antriebsdruck gemäß solchen Ausführungsformen einer von ungefähr 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50 und so weiter bis zu 100 psig sein. Jeder von einem zweiten, dritten, vierten, fünften oder höheren nach dem anfänglichen Antriebsdruck erreichten Antriebsdruck der Injektion kann in einigen Ausführungsformen höher als der anfängliche Antriebsdruck sein und kann jeder ganzzahlige Wert zwischen 1 und 100 psig sein. In bestimmten Ausführungsformen kann jeder sukzessive Antriebsdruck höher als der vorherige Antriebsdruck sein. In noch anderen bestimmten Ausführungsformen kann der sukzessive Antriebsdruck niedriger sein, und in einigen Ausführungsformen können ein oder mehrere sukzessive Antriebsdrücke niedriger als der anfängliche Antriebsdruck sein.
Analyse
Eine Analyse kann der Injektion oder Injektionen (in einer beliebigen Anordnung) folgen, und ein Behandlungsfluid, Zusatzstoff oder anderes Fluid kann aus der Gruppe von Kandidatenfluiden (z. B. zur Verwendung in einer unterirdischen Formation von Interesse) basierend zumindest teilweise auf der Analyse ausgewählt werden. Die Analyse kann eine visuelle Analyse (wie vorstehend beschrieben) beinhalten und/oder sei kann eine Analyse von einem oder mehreren Ausflüssen aus dem Prozess beinhalten (z. B. Analyse von zumindest einem Teil des Fluids oder der Fluide, die während zumindest einem Teil des Prozesses durch den ersten und/oder zweiten Auslass 315 und 316 abgelassen werden).
Ein Beispiel für die visuelle Analyse gemäß einigen Ausführungsformen kann unter Bezugnahme auf 5 beschrieben werden. 5 ist eine Reihe von beispielhaften Mikroskopbildern, die mit einem 20x Objektiv aufgenommen wurden, wobei jedes Bild die Verteilung eines anderen Kandidatenbehandlungsfluids durch jedes der drei identischen Porennetzwerke auf drei identischen Minilagerstättenvorrichtungen zeigt. Diese Bilder wurden von einer Bildgebungsvorrichtung wie zum Beispiel der Bildgebungsvorrichtung 310 während der Injektion jedes separaten Kandidatenbehandlungsfluids in jede jeweilige Minilagerstättenvorrichtung erfasst. Kandidatenbehandlungsfluide werden in Schwarz gezeigt. Die Bilder eignen sich ohne Weiteres für die visuelle Analyse, ob durch direkte Beobachtung oder durch vollständige oder partielle Automatisierung. Zum Beispiel zeigt das Beispielbild 502 die umfassendere Durchdringung des Porennetzwerks des zweiten Kandidatenbehandlungsfluids (dargestellt durch die höhere Anzahl von darin angeordneten Poren und Kanälen im Netzwerk gezeigt mit darin angeordnetem schwarz gefärbtem Behandlungsfluid) im Vergleich zum ersten Kandidatenbehandlungsfluid (Bild 501) oder dem dritten Kandidatenbehandlungsfluid (Bild 503).
Ein weiteres Beispiel für die visuelle Analyse gemäß einigen Ausführungsformen kann unter Bezugnahme auf 6 beschrieben werden. 6 ist eine Reihe von Mikroskopbildern bei 20x Objektiv, die während der gleichen Reihe an Injektionen in die gleiche Minilagerstättenvorrichtung zu verschiedenen Zeitpunkten gemacht wurden. Zuerst wurde ein vorläufiges Fluid (wie zum Beispiel ein Salzwasser oder ein anderes Fluid in wässriger Phase) bei ausreichendem Antriebsdruck in die Minilagerstättenvorrichtung injiziert, sodass es einen wesentlichen Teil des Porennetzwerks der Minilagerstättenvorrichtung gesättigt hat, und ein Bild 601 dieser Sättigung wurde erfasst. Eine partielle Sättigung des Porennetzwerks durch das Salzwasserwird durch die verdunkelten Poren und Kanäle in Bild 601 gezeigt. Dann wurde Öl in die Minilagerstättenvorrichtung injiziert, und es wurde ein zweites Bild 602 gemacht. Die dunklen Stellen im zweiten Bild 602 zeigen übriges eingetretenes Salzwasser. Dann wurde ein Kandidatenbehandlungsfluid (in diesem Beispiel ein Tensid) in die Minilagerstättenvorrichtung injiziert, und es wurde ein drittes Bild 603 erfasst. Die verdunkelten Bereiche des dritten Bildes 603 zeigen, wo Tensid das Porennetzwerk gesättigt hat. Wie zuvor angemerkt kann ein Kandidatenfluid in einigen Ausführungsformen mit einem Färbemittel, Kontrastmittel oder ähnlichem während der Injektion in die Minilagerstättenvorrichtung vermischt werden oder ein solches enthalten, um die visuelle Analyse zu unterstützen. Ein solches Färbemittel, Kontrastmittel oder ähnliches kann die Identifizierung des Fluids in einem oder mehreren Bildern unterstützen (wie beispielhaft in den Bildern 601–603 gezeigt, wobei das Fluid in dunklerem Schwarz als der Rest des Bildes gezeigt wird).
Aus diesen Bildern kann das Volumen des vorläufigen Fluids (z. B. Salzlösung), das in Bild 601 gezeigt wird, verwendet werden, um die anfängliche Wassersättigung S_iw des Porennetzwerks zu bestimmen; übriges Salzwasservolumen in Bild 602 kann verwendet werden, um nicht reduzierbare Wassersättigung S_wt zu bestimmen; und das Volumen des Kandidatenbehandlungsfluids, das in Bild 603 gezeigt wird, kann verwendet werden, um die Behandlungsfluidsättigung S_f zu bestimmen. In einigen Ausführungsformen können diese Werte durch Bildverarbeitung bestimmt werden, wie zum Beispiel durch ein Softwareprogramm, das in maschinenlesbaren Medien in einem Informationsverarbeitungssystem oder daran gekoppelt gespeichert ist, das, wenn es ausgeführt wird, dazu in der Lage ist, die schwarzen (fluidgesättigten) Bereiche jedes Bildes zu erkennen und/oder eine relative Sättigung basierend auf diesen Bereichen zu berechnen. Zum Beispiel kann die öffentlich verfügbare Software ImageJ (ein Bildverarbeitungsprogramm der öffentlichen Domäne, das von den National Institutes of Health erhältlich ist) verwendet werden (mit oder ohne Nutzermodifizierung angepasst, um Mikroskop- oder andere Bilder zu erfassen, aufzuzeichnen und/oder zu verarbeiten). Stattdessen oder zusätzlich kann Code im Programm „MATLAB^®“, erhältlich von MathWorks, Inc., verwendet werden. Sobald die Verarbeitung jedes von S_iw, S_wt und S_f bestimmt, kann ein Ölgewinnungsfaktor (RF) berechnet werden als: RF = (S_f – S_wt)/(S_iw – S_wt (Gl. 1)
Bei Verfahren gemäß einigen Ausführungsformen kann der Schritt der anfänglichen vorläufigen Fluidsättigung übersprungen werden, und stattdessen kann die visuelle Analyse eines Bildes nach Öl- oder anderer Kohlenwasserstoffinjektion (entsprechend dem zweiten Bild 602) verwendet werden, um die Öl- oder andere Kohlenwasserstoffsättigung S_o zu bestimmen. In bestimmten Ausführungsformen kann, wie zuvor angemerkt, ein Färbe- oder Kontrastmittel mit injiziertem Öl oder anderem Kohlenwasserstoff vermischt werden, um eine visuelle Erkennung zu unterstützen. In solchen Ausführungsformen kann RF immer noch berechnet werden als: RF = S_f/S_o (Gl. 2)
Dies sind lediglich Beispiele für die Bestimmung von RF; es können andere Verfahren gemäß einigen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung eingesetzt werden.
In noch weiteren beispielhaften Ausführungsformen kann die Analyse auch oder stattdessen eine visuelle Analyse zum Identifizieren einer gewünschten Eigenschaft beinhalten. Wenn man zum Beispiel Kandidatentenside testen möchte, um zu bestimmen, welche, falls überhaupt, Öl im porösen Netzwerk emulgieren, könnte man ein oder mehrere Bilder aus den vorstehenden Prozessen erhalten und das/die Bild(er) beobachten, um zu bestimmen, ob eine Emulgierung stattgefunden hat. Zum Beispiel ist 7 ein optischer Mikrograph bei 50x Objektiv, anhand dessen emulgierte Öltropfen 701 in einer Nanopore 705 beobachtet werden können, die zeigen, dass das in 7 beobachtete Tensid tatsächlich Öl in nanoskopischen Porenstrukturen emulgiert. Wenn somit eine Anforderung an ein Kandidatenbehandlungsfluids ist, dass es dazu in der Lage ist, Öl in nanoskopischen Poren zu emulgieren, kann die Analyse der 7 zur Feststellung führen, das in 7 dargestellte Kandidatenfluid zu verwenden. In weiteren ähnlichen Beispielen kann die visuelle Analyse in einigen Ausführungsformen den Vergleich der Emulgierneigung von jedem von zwei oder mehr Fluiden beinhalten. Zum Beispiel kann die Neigung jedes Fluids zum Emulgieren von Kohlenwasserstoff beurteilt und/oder verglichen werden. Die Beurteilung der Emulsionsneigung kann die Beurteilung beinhalten, ob ein Fluid dazu in der Lage ist, Emulsionen zu bilden (z. B. ob es dazu in der Lage ist, Öl zu emulgieren, oder anders ausgedrückt, eine Öl-in-Wasser-Emulsion zu bilden). Sie kann auch oder stattdessen die Quantifizierung von Phasentrennungsraten und/oder Emulsionstropfengröße und Tropfengrößenverteilung beinhalten. Eine solche Quantifizierung kann zumindest teilweise auf visuellen Daten basieren, die während des Fließens eines oder mehrerer Fluide durch die Minilagerstättenvorrichtung erhalten wurden. Verfahren mit einer solchen Emulsionsneigungsanalyse können weiter das Schütteln oder anderweitige Rühren der Minilagerstättenvorrichtung, während sie ein oder mehrere Fluide darin enthält, beinhalten, um die Beobachtung der Emulsionsneigung zu ermöglichen.
Weiter kann, wie vorstehend besprochen, ein weiteres Analysebeispiel eine Ausflussanalyse beinhalten. Die Ausflussanalyse kann z. B. die Charakterisierung der Zusammensetzung und/oder einer oder mehrerer anderer Eigenschaften (Dichte, Viskosität, pH-Wert usw.) eines Ausflusses aus der Minilagerstättenvorrichtung beinhalten. Test- und Auswahlverfahren können angepasst werden, um in einigen Ausführungsformen einen bestimmten Ausfluss zu erhalten. Zum Beispiel kann ein Ausfluss einen Teil eines Kandidatenfluids und einen Teil Kohlenwasserstoff, der während der Injektion des Kandidatenfluids vom Kandidatenfluid verdrängt wurde, umfassen. Andererseits kann der Ausfluss in anderen Beispielen die Gesamtheit an Kohlenwasserstoff und Kandidatenfluid, die durch die Minilagerstättenvorrichtung fließt, umfassen. Der Ausfluss kann durch eine geeignete chemische Analysetechnik wie zum Beispiel UV, IR, NMR, Chromatografie und/oder eine andere chemische Analysetechnik analysiert werden.
Die Analyse (ob visuelle Analyse, Ausflussanalyse oder eine andere Analyse) kann in einigen Ausführungsformen den Vergleich der relativen Eigenschaften von jedem von zwei oder mehr Kandidatenfluiden beinhalten. Zum Beispiel können Analysen und/oder Kalkulationen in Übereinstimmung mit der vorstehenden Beschreibung durchgeführt werden, und aus solchen Analysen können Vergleiche von z. B. relativen Ölgewinnungsfaktoren, relativer Effektivität, relativer Emulgierung und/oder anderen relativen Eigenschaften zwischen zwei oder mehr Kandidatenfluiden bestimmt werden. Insbesondere kann zum Beispiel der Vergleich der relativen Eigenschaften von jedem von zwei oder mehr Fluiden die Bestimmung des Fluids, das zum höchsten Ölgewinnungsfaktor führt und/oder zur größten beobachteten Sättigung des Porennetzwerks führt und/oder zur geringsten Erosion der Oberflächen des Porennetzwerks führt und/oder zur geringsten Bildung von Sediment oder anderen Partikeln im Porennetzwerk führt, beinhalten.
Bestimmung von Zusammensetzungen
Die vorstehenden Methodologien und Analysen sind einige Beispiele für Verfahren, die zum Bestimmen einer Zusammensetzung für ein Fluid (z. B. ein Behandlungsfluid) eingesetzt werden können. Zum Beispiel können sie in einigen Ausführungsformen verwendet werden, um die Zusammensetzung eines Zusatzstoffes zu bestimmen oder um die Identität eines Zusatzstoffes zu bestimmen, der in einem Behandlungsfluid enthalten sein soll.
In einigen Ausführungsformen können solche Bestimmungsverfahren die Auswahl eines Behandlungsfluids aus einer Vielzahl von Kandidatenbehandlungsfluiden beinhalten, wobei die Auswahl zumindest teilweise auf eine Analyse (z. B. der Flusseigenschaften und/oder Ausflusseigenschaften von einem oder mehreren der in eine oder mehrere Minilagerstättenvorrichtung injizierten Kandidatenbehandlungsfluiden) basiert. Das ausgewählte Behandlungsfluid kann z. B. in einer unterirdischen Formation (wie zum Beispiel in einem Kohlenwasserstoffgewinnungsprozess in der unterirdischen Formation) verwendet werden. Ebenso können in einigen Ausführungsformen Bestimmungsverfahren die Auswahl eines Zusatzstoffes aus einer Vielzahl von Kandidatenzusatzstoffen beinhalten, wobei der ausgewählte Zusatzstoff in ein Behandlungs- oder anderes Fluid (z. B. zur Verwendung bei der Kohlenwasserstoffrückgewinnung oder anderen Vorgängen in einer unterirdischen Formation) einbezogen wird.
In anderen Ausführungsformen können solche Bestimmungsverfahren das Bestimmen einer Zusammensetzung eines Behandlungsfluids basierend zumindest teilweise auf einer Analyse von einem oder mehreren durch eine Minilagerstättenvorrichtung injizierten Fluiden beinhalten.
In noch anderen Ausführungsformen können Bestimmungsverfahren das Bestimmen beinhalten, ein Behandlungsfluid oder einen Zusatzstoff nicht zu verwenden, basierend zumindest teilweise auf einer Analyse von einem oder mehreren Behandlungsfluiden (oder einem oder mehreren Zusatzstoffen), die in eine oder mehrere Minilagerstättenvorrichtungen injiziert wurden.
Behandlungsfluide
Jedes aus der Vielzahl von Kandidatenfluiden kann eine andere Art und/oder eine andere Zusammensetzung des Kandidatenfluids beinhalten. Zum Beispiel kann ein erster Kandidatenzusatzstoff ein schwach emulgierendes Tensid sein, kann ein zweiter Kandidatenzusatzstoff ein nicht emulgierendes Tensid sein und kann ein dritter Kandidatenzusatzstoff ein stark emulgierendes Tensid sein. Schwach emulgierende Tenside können jedes Tensid beinhalten, das dazu in der Lage ist, relativ kurzlebige oder transiente Öl-in-Säure-, Öl-in-Wasser- oder andere Öl-in-wässriger Phase-Emulsionen zu bilden. In einigen Ausführungsformen können geeignete schwach emulgierende Tenside durch ihre Fähigkeit, eine oder mehrere Öl-in-wässriger Phase-Emulsionen zu bilden, die brechen und sich neu bilden, wenn die Emulsion Scherkräften ausgesetzt ist, gekennzeichnet sein. Somit kann in einigen Ausführungsformen die Auswahl eines Behandlungsfluids mit einem schwach emulgierenden Tensid in einer Formation zu Emulsionen führen, die auseinander brechen und sich neu bilden, wenn sie Scherkräften in der Formation ausgesetzt sind.
In noch weiteren Ausführungsformen kann die Auswahl zwischen mehreren Tensiden erfolgen — zum Beispiel, um das/die Tensid(e) auszuwählen, das/die gewünschte Eigenschaften am besten zeigt/zeigen, wie zum Beispiel die Auswahl des am schwächsten emulgierenden Tensids aus Kandidatentensiden oder wie zum Beispiel die Auswahl des am geringsten emulgierenden (d. h. am meisten „nicht emulgierenden“) Tensids. In einigen Ausführungsformen kann eine visuelle Analyse das Identifizieren eines schwach oder nicht emulgierenden Tensids zu unterstützen. Zum Beispiel kann eine Vielzahl von über einen gegebenen Zeitraum gemachten Bildern analysiert werden, um zu bestimmen, ob die Bildung und das Auseinanderbrechen von Öl-in-wässriger Phase-Emulsionen stattfindet, wie mit einem schwach emulgierenden Tensid übereinstimmend sein kann. Andererseits können in anderen Ausführungsformen Bilder analysiert werden, um die Abwesenheit von Emulsionen zu bestimmen, um ein nicht emulgierendes Tensid auszuwählen. Das ausgewählte Tensid kann in einem Behandlungsfluid enthalten sein. Zum Beispiel kann es in einigen Ausführungsformen in einem Frakturierungsfluid enthalten sein. Ebenso können Verfahren gemäß einigen Ausführungsformen die Auswahl eines Frakturierungsfluids aus Kandidatenfrakturierungsfluiden enthalten, wobei jedes Kandidatenfrakturierungsfluid ein anderes Tensid umfasst.
In einem anderen Beispiel gemäß einigen Ausführungsformen kann ein erstes Kandidatenbehandlungsfluid ein schwach emulgierendes Tensid umfassen; kann ein zweites Kandidatenbehandlungsfluid ein nicht emulgierendes Tensid umfassen; kann ein drittes Kandidatenbehandlungsfluid ein stark emulgierendes Tensid umfassen; und kann ein viertes Kandidatenbehandlungsfluid im Wesentlichen kein Tensid umfassen. Jedes der vier kann in Übereinstimmung mit hier beschriebenen Ausführungsformen in eine Minilagerstättenvorrichtung injiziert und analysiert werden. Die Analyse kann z. B. die Berechnung eines Ölgewinnungsfaktors beinhalten, und das Kandidatentensid, das zum größten Ölgewinnungsfaktor führt, kann zur Verwendung in einer unterirdischen Formation ausgewählt werden.
In noch einer anderen beispielhaften Ausführungsform kann jedes/jeder von zwei oder mehr Kandidatenbehandlungsfluiden und/oder Kandidatenzusatzstoffen jeweils ein schwach emulgierendes Tensid umfassen. Jedes Kandidatenfluid kann injiziert und analysiert werden, um z. B. die Emulgierneigung zu beurteilen. In einigen Fällen können die gleichen Kandidatenfluide verschiedene Eigenschaften in verschiedenen unterirdischen Formationen aufweisen; somit kann die gleiche Reihe von Kandidatenfluiden in jedem von mehreren Tests getestet werden, wobei jeder Test die Verwendung einer anderen Minilagerstättenvorrichtung beinhaltet (z. B. kann jede Vorrichtung eine andere Konstruktion, Oberflächenchemie oder ähnliches aufweisen, um Unterschiede zwischen verschiedenen unterirdischen Formationen widerzuspiegeln, wie hier an anderer Stelle erörtert).
Andere Kandidatenfluide können gemäß anderen Ausführungsformen beurteilt und/oder ausgewählt werden. Zum Beispiel können Kandidatenfluide (z. B. Kandidatenbehandlungsfluide und/oder Kandidatenzusatzstoffe) in bestimmten Ausführungsformen jeweils eine Verbindung umfassen, die aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus Folgendem besteht: Tensiden; Säuren; Kalkhemmern; Korrosionshemmern; Reibungsreduzierern; Gasinjektionsgasen; Hydrathemmern, Paraffinhemmern; Schaummitteln; Viskosemitteln; Emulsionsbrechern; Bioziden und Kombinationen davon.
Weiter implizieren die Begriffe „Kandidatenzusatzstoff“, „Kandidatenbehandlungsfluid“, „Kandidatenfluid“ und ähnliches nicht zwingend einen bestimmten Grad oder sogar die Existenz der Berücksichtigung solcher Zusatzstoffe oder Behandlungsfluide für einen bestimmten Zweck. Stattdessen sollen sie nur eine Unterscheidung zwischen einer Gruppe von getesteten Fluiden und einem tatsächlich aus der Gruppe von getesteten Fluiden und/oder aus einer Teilmenge dieser Gruppe ausgewählten Fluid (in Ausführungsformen, in denen die Auswahl aus einer Gruppe anwendbar ist) zu unterstützen. Ebenso muss in einigen Ausführungsformen ein ausgewähltes Fluid nicht zwingend aus der Gruppe der getesteten sein; stattdessen kann eine Analyse von Kandidatenbehandlungsfluiden und/oder -zusatzstoffen zur Bestimmung führen, keines/keinen dieser Fluide und/oder Zusatzstoffe zu verwenden. Sie kann ebenso zur Bestimmung führen, vollständig ein(en) anderes/anderen Fluid oder Zusatzstoff zu verwenden. Kandidatenfluide oder ähnliches können alternativ einfach als zweite Fluide, dritte Fluide, vierte Fluide und so weiter auf eine Weise beschrieben werden, die sie von Kohlenwasserstofffluiden unterscheidet, die gleichzeitig, zuvor und/oder anschließend in eine Minilagerstättenvorrichtung, in die ein Kandidatenfluid injiziert wird, worden ist oder zukünftig injiziert wird, injiziert werden können.
Trotzdem kann der Verweis auf eine Vielzahl von Kandidatenfluiden (und/oder Behandlungsfluiden, Zusatzstoffen und ähnlichem) gemäß einigen Ausführungsformen eine Gruppe von Fluiden identifizieren, die getestet oder zur Einführung in eine unterirdische Formation in Betracht gezogen wird; und/oder ein solcher Verweis kann eine Gruppe von Fluiden identifizieren, die für die Einführung in eine unterirdische Formation geeignet sein können. In bestimmten Ausführungsformen kann die Gruppe von geeigneten Fluiden diejenigen beinhalten, die für einen bestimmten Zweck geeignet sind (z. B. eine Gruppe von geeigneten Tensiden, Emulsionsbrechern, Paraffinhemmern, Viskosemitteln, Reibungsreduzierern, Korrosionshemmern, Kalkhemmern, Säuren, Bioziden, Schaummitteln usw.).
Die vorstehend beschriebenen beispielhaften Verfahren und Analysen beinhalten bestimmte und spezifische Beispiele für Methodologien gemäß nur einigen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung. Es sind andere Systeme und Verfahren gemäß verschiedenen Ausführungsformen möglich, und einige Ausführungsformen können allgemeinere Verfahren beinhalten, wobei die Verfahren nicht zwingend durch bestimmte Injektionsmittel oder eine bestimmte Analyse usw. begrenzt sind.
Zum Beispiel kann flüssiger Kohlenwasserstoff durch ein geeignetes Mittel in ein Porennetzwerk einer Minilagerstättenvorrichtung injiziert werden, zum Beispiel durch geeignet hohen Antriebsdruck und Position eines Auslasses so, dass der flüssige Kohlenwasserstoff das Porennetzwerk passieren muss, um den Auslass zu erreichen. Somit muss die Minilagerstättenvorrichtung nicht zwingend so konstruiert sein, dass sie vorzugsweise durch Kohlenwasserstoff gegenüber Luft benetzt wird. Außerdem muss der Antriebsdruck des flüssigen Kohlenwasserstoffs nicht zwingend konstant gehalten werden; er kann während des Verfahrens variiert werden. Weiter können ein oder mehrere Auslässe (wenn mehr als ein Auslass vorhanden ist) geschlossen werden, sobald flüssiger Kohlenwasserstoff im Wesentlichen die Kanäle des Porennetzwerks benetzt und/oder kann die Antriebskraft des flüssigen Kohlenwasserstoffs unterbrochen werden (z. B. kann ein Antriebsgasregulator geschlossen werden), was zu eingebettetem Kohlenwasserstoff im Porennetzwerk der Minilagerstättenvorrichtung führt. Alternativ kann die Antriebskraft des flüssigen Kohlenwasserstoffs abgeschaltet werden, während ein Auslass offen gelassen wird, wodurch zumindest einem Teil des flüssigen Kohlenwasserstoffs (aber nicht zwingend dem gesamten) im Porennetzwerk ermöglicht wird, im Porennetzwerk zu bleiben. Somit kann im Allgemeinen das Injizieren von flüssigem Kohlenwasserstoff in ein Porennetzwerk einer Minilagerstättenvorrichtung in einigen Ausführungsformen Folgendes beinhalten: (1) stationäre Injektion und/oder Injektion bei kontinuierlichem Fluss, oder (2) Batch-Injektion. Die gleichen Methodologien könnten in einigen Ausführungsformen gleichermaßen für anderes injiziertes Fluid (z. B. einen Kandidatenzusatzstoff, ein Kandidatenbehandlungsfluid oder eine andere in die Minilagerstättenvorrichtung injizierte Verbindung) gelten, sodass das Injizieren eines Fluids in ein Porennetzwerk einer Minilagerstättenvorrichtung ebenso entweder stationäre Injektion und/oder Injektion mit kontinuierlichem Fluss oder Batch-Injektion beinhalten kann. Weiter kann, wie beschrieben, eine Batch-Injektion an das Schließen eines Auslasses gekoppelt sein. Ein Durchschnittsfachmann mit dem Vorteil dieser Offenbarung erkennt die Umstände, in denen eine oder mehrere der verschiedenen Injektionsarten geeignet sein kann bzw. können.
Es ist weiter offensichtlich, dass diese unterschiedlichen Unterarten der Injektion zu verschiedenen Methodologien in Übereinstimmung mit noch anderen Ausführungsformen führen können, wie zum Beispiel eigene Injektion von flüssigem Kohlenwasserstoff und anderem Fluid in das Porennetzwerk einer Minilagerstättenvorrichtung. Das heißt, dass die Verfahren einiger Ausführungsformen Folgendes beinhalten können: Injizieren von flüssigem Kohlenwasserstoff in das Porennetzwerk; Beenden der Injektion des flüssigen Kohlenwasserstoffs; und danach Injizieren eines Kandidatenbehandlungsfluids (und/oder eines Kandidatenzusatzstoffes oder anderen Fluids) in das Porennetzwerk. Andererseits können Verfahren von anderen Ausführungsformen ähnlich wie die vorstehende detaillierte Beschreibung unter Bezugnahme auf 3 eine zumindest teilweise gleichzeitige Injektion eines flüssigen Kohlenwasserstoffs und eines Kandidatenfluids beinhalten. Das heißt, dass zumindest für einen gewissen Zeitraum sowohl flüssiger Kohlenwasserstoff als auch Kandidatenfluid im Wesentlichen gleichzeitig in die Minilagerstättenvorrichtung injiziert werden können (obwohl es sich versteht, dass solche Injektionen von gleichem Antriebsdruck und/oder gleichen Flussraten sein können oder nicht).
Ein Durchschnittsfachmann mit dem Vorteil dieser Offenbarung erkennt daher, dass viele verschiedene Kohlenwasserstoffgewinnungsprozesse (unter anderen Prozessen) gemäß den Verfahren verschiedener Ausführungsformen simuliert werden können. Zum Beispiel können Ausführungsformen in Übereinstimmung mit den vorstehend in Verbindung mit 3 erörterten Verfahren, und insbesondere die bestimmten Ausführungsformen, die die zumindest teilweise gleichzeitige Injektion von zwei oder mehr Fluiden beinhalten, Beispiele für eine Simulation eines Co-Kohlenstoffgewinnungsverfahrens (z. B. ein Verfahren wie eine Wasserflutung, bei der Behandlungsfluid und Kohlenwasserstoff in die gleiche Richtung fließen, wie es zum Beispiel in einer Anordnung mit zwei Bohrlöchern mit einem Produktions- und einem Injektionsbohrloch stattfinden kann) bereitstellen. Andere Verfahren gemäß anderen Ausführungsformen können Gegenstrom-Kohlenstoffproduktionsprozesse simulieren, wie es in hydraulischen und/oder Säurefrakturierungsprozesse (z. B. Prozesse, bei denen Behandlungsfluid von einem Bohrloch in die unterirdische Formation fließt und Kohlenwasserstoff aus der unterirdischen Formation in das gleiche Bohrloch fließt, allgemein Gegenfluss in Bezug auf die Flussrichtung des Behandlungsfluids) beobachtet werden kann. Zum Beispiel können Verfahren, die die Einbettung von Kohlenwasserstoff in die Minilagerstättenvorrichtung gefolgt von Injektion von einem oder mehreren anderen Fluiden beinhalten, verwendet werden, um Gegenstrom-Kohlenstoffprozessen wie zum Beispiel hydraulische Frakturierung zu simulieren.
Weiter können, wie angemerkt worden ist, verschiedene Fluide durch Verfahren gemäß den verschiedenen Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung bewertet werden. Zum Beispiel kann jedes/jeder aus einer Vielzahl von Kandidatenbehandlungsfluiden und/oder Kandidatenzusatzstoffen für Behandlungsfluide beurteilt werden. Insbesondere kann ein Kandidatenzusatzstoff eines oder mehrere von dem Folgenden sein oder beinhalten (und/oder ein Kandidatenbehandlungsfluid kann eines oder mehrere davon umfassen): ein Tensid, ein Korrosionshemmer, ein Kalkhemmer, ein Gas für die Gasinjektion, ein Hydrathemmer, ein Paraffinhemmer, ein Schaummittel, ein Reibungsreduzierer, ein Viskosemittel, ein Biozid, ein Emulsionsbrecher und Kombinationen davon.
Um ein besseres Verständnis der vorliegenden Offenbarung zu ermöglichen, werden nachfolgend weitere beispielhafte Verfahren gemäß verschiedenen Ausführungsformen besprochen. Im Allgemeinen, mit der Ausnahme des ansonsten nachfolgend festgelegten Umfangs, gelten vorherige Beschreibungen der verschiedenen spezifischen Aspekte der folgenden Verfahren (wie Reihenfolge der potenziellen Kandidatenfluide, Arten von Analysen, verschiedene Methodologien zur Injektion usw.) ebenso für die nachfolgend besprochenen Ausführungsformen. Zum Beispiel kann ein Verweis auf Injektion, Injizieren oder ähnliches in einem nachfolgend besprochenen Verfahren Injektionsverfahren beinhalten, die mit der vorstehenden Besprechung der Injektion von flüssigem Kohlenwasserstoff und anderen Fluiden in ein poröses Netzwerk einer Minilagerstättenvorrichtung in Einklang stehen.
Ein Verfahren gemäß einigen beispielhaften Ausführungsformen kann Folgendes beinhalten: Injizieren eines ersten Teils eines Kohlenwasserstofffluids in ein Porennetzwerk einer Minilagerstättenvorrichtung; Injizieren eines zweiten Fluids in das Porennetzwerk; Analysieren des Flusses des zweiten Fluids durch das Porennetzwerk der Minilagerstättenvorrichtung; und basierend zumindest teilweise auf der Analyse des Flusses des zweiten Fluids Bestimmen einer Zusammensetzung eines Behandlungsfluids zur Verwendung in einer unterirdischen Formation. In einigen Ausführungsformen kann das Verfahren weiter das Injizieren eines zweiten Kohlenwasserstofffluids in ein Porennetzwerk einer zweiten Minilagerstättenvorrichtung; Injizieren eines vierten Fluids in das Porennetzwerk der zweiten Minilagerstättenvorrichtung; und Analysieren des Flusses des vierten Fluids durch das Porennetzwerk der zweiten Minilagerstättenvorrichtung beinhalten. Das Bestimmen einer Zusammensetzung eines Behandlungsfluids in solchen Ausführungsformen kann weiter zumindest teilweise auf der Analyse des Flusses des vierten Fluids basieren. In bestimmten Ausführungsformen kann eins von dem zweiten Fluid oder dem vierten Fluid unabhängig aus der Gruppe ausgewählt sein, die aus Folgendem besteht: Kandidatenbehandlungsfluiden, Kandidatenzusatzstoffen und Kombinationen davon. In bestimmten dieser Ausführungsformen kann das Bestimmen einer Zusammensetzung eines Behandlungsfluids das Auswählen entweder des zweiten oder des dritten Fluids zur Verwendung als Behandlungsfluid oder zum Einschluss in ein Behandlungsfluid beinhalten. Andere Ausführungsformen können ebenso ein in ein Porennetzwerk einer dritten Minilagerstättenvorrichtung injiziertes drittes Kohlenwasserstofffluid und die Injektion eines sechsten Fluids in das Porennetzwerk der dritten Minilagerstättenvorrichtung und so weiter beinhalten, wobei eine Analyse jedes injizierte zweite, vierte, sechste usw. Fluid umfasst (und in einigen Ausführungsformen einschließlich des Vergleichs relativer Eigenschaften des zweiten, vierten, sechsten usw. Fluids).
Eine 1. Ausführungsform kann ein Verfahren beinhalten, das Folgendes umfasst: Injizieren eines ersten Kandidatenfluids in ein Porennetzwerk einer ersten Minilagerstättenvorrichtung; Injizieren eines zweiten Kandidatenfluids in ein Porennetzwerk einer zweiten Minilagerstättenvorrichtung; Erhalten erster visueller Daten des Flusses des ersten Kandidatenfluids durch die erste Minilagerstättenvorrichtung; Erhalten zweiter visueller Daten des Flusses des zweiten Kandidatenfluids durch die zweite Minilagerstättenvorrichtung; und basierend zumindest teilweise auf einer visuellen Analyse der ersten und zweiten visuellen Daten Auswählen eines Fluids zum Einführen in eine unterirdische Formation.
Eine 2. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß der ersten Ausführungsform beinhalten, wobei das erste und zweite Kandidatenfluid aus einer Vielzahl von Kandidatenfluiden stammen; wobei jedes aus der Vielzahl von Kandidatenfluiden eine Verbindung umfasst, die aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus Folgendem besteht: Behandlungsfluiden, Zusatzstoffen und Kombinationen davon; und das Fluid zum Einführen in die unterirdische Formation ist aus der Vielzahl von Kandidatenfluiden ausgewählt.
Eine 3. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer von der 1. und 2. Ausführungsform beinhalten, wobei das Verfahren weiter das Injizieren eines ersten Kohlenwasserstofffluids in das Porennetzwerk der ersten Minilagerstättenvorrichtung; und Injizieren eines zweiten Kohlenwasserstofffluids in das Porennetzwerk der zweiten Minilagerstättenvorrichtung umfasst.
Eine 4. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß der 3. Ausführungsform beinhalten, wobei das erste Kohlenwasserstofffluid injiziert wird, bevor das erste Kandidatenfluid injiziert wird; und weiter wobei das zweite Kohlenwasserstofffluid injiziert wird, bevor das zweite Kandidatenfluid injiziert wird.
Eine 5. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß der 4. Ausführungsform beinhalten, wobei jedes von dem ersten und zweiten Kohlenwasserstofffluid als Batch injiziert wird; wobei die Injektion des ersten Kohlenwasserstofffluids im Wesentlichen abgeschlossen ist, bevor das erste Kandidatenfluid injiziert wird; und wobei die Injektion des zweiten Kohlenwasserstofffluids im Wesentlichen abgeschlossen ist, bevor das zweite Kandidatenfluid injiziert wird.
Eine 6. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der 3.–5. Ausführungsformen beinhalten, wobei das erste Kandidatenfluid zumindest teilweise gleichzeitig mit dem ersten Kohlenwasserstofffluid injiziert wird; und wobei weiter das zweite Kandidatenfluid zumindest teilweise gleichzeitig mit dem zweiten Kohlenwasserstofffluid injiziert wird.
Eine 7. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der 3.–6. Ausführungsformen beinhalten, wobei jedes von dem ersten und zweiten Kohlenwasserstofffluid auf Basis eines kontinuierlichen Flusses injiziert wird.
Eine 8. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der vorhergehenden Ausführungsformen beinhalten, wobei jedes von dem ersten Kandidatenfluid und dem zweiten Kandidatenfluid im Wesentlichen gleichzeitig injiziert wird.
Eine 9. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der vorhergehenden Ausführungsformen beinhalten, wobei jede von den ersten visuellen Daten und den zweiten visuellen Daten erhalten werden, während jedes von dem ersten Kandidatenfluid und dem zweiten Kandidatenfluid bei ungefähr gleichem Antriebsdruck in die Minilagerstättenvorrichtung injiziert werden.
Eine 10. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der vorhergehenden Ausführungsformen beinhalten, wobei das Porennetzwerk der ersten Minilagerstättenvorrichtung Nanoporen umfasst; und weiter wobei das Porennetzwerk der zweiten Minilagerstättenvorrichtung Nanoporen umfasst.
Eine 11. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der 3.–7. Ausführungsformen beinhalten, wobei jedes von dem ersten und zweiten Kohlenwasserstofffluid im Wesentlichen ähnliche Zusammensetzungen aufweist.
Eine 12. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der 3.–7. und 11. Ausführungsformen beinhalten, wobei jedes von dem ersten und zweiten Kohlenwasserstofffluid im Wesentlichen ähnliche Zusammensetzungen aufweist.
Eine 13. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der vorhergehenden Ausführungsformen beinhalten, wobei jedes Kandidatenfluid ein Tensid umfasst.
Eine 14. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der vorhergehenden Ausführungsformen beinhalten, weiter umfassend das Einführen des ausgewählten Fluids in eine unterirdische Formation in einem Frakturierungsfluid.
Eine 15. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der 13. und 14. Ausführungsformen beinhalten, wobei das Auswählen eines Fluids zum Einführen in die unterirdische Formation das Auswählen eines Kandidatenfluids umfasst, das ein schwach emulgierendes Tensid umfasst.
Eine 16. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der vorhergehenden Ausführungsformen beinhalten, wobei eine visuelle Analyse der ersten und zweiten visuellen Daten das Bewerten der Emulsionsneigung umfasst.
Eine 17. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß der 16. Ausführungsform beinhalten, weiter umfassend: Rühren der ersten Minilagerstättenvorrichtung, während die erste Minilagerstättenvorrichtung ein oder mehrere Fluide darin enthält; und Rühren der zweiten Minilagerstättenvorrichtung, während die zweite Minilagerstättenvorrichtung ein oder mehrere Fluide darin enthält.
Eine 18. Ausführungsform kann ein Verfahren beinhalten, das Folgendes umfasst: Injizieren eines Kohlenwasserstofffluids in ein Porennetzwerk einer Minilagerstättenvorrichtung; Injizieren eines zweiten Fluids in das Porennetzwerk; Bestimmen der Sättigung des in das Porennetzwerk injizierten Kohlenwasserstofffluids; Bestimmen der Sättigung des in das Porennetzwerk injizierten zweiten Fluids; und basierend zumindest teilweise auf dem Bestimmen der Sättigung von jedem von dem Kohlenwasserstofffluid und dem zweiten Fluid Bestimmen eines mit dem zweiten Fluid assoziierten Ölgewinnungsfaktors.
Eine 19. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß der 18. Ausführungsform beinhalten, weiter umfassend das Injizieren eines vorläufigen Fluids in das Porennetzwerk, und Bestimmen der Sättigung des in das Porennetzwerk injizierten vorläufigen Fluids; wobei die Bestimmung des mit dem zweiten Fluid assoziierten Ölgewinnungsfaktors weiter zumindest teilweise auf der Bestimmung der Sättigung des vorläufigen Fluids basiert.
Eine 20. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der 18. und 19. Ausführungsform beinhalten, weiter umfassend: Injizieren eines zusätzlichen Teils des Kohlenwasserstofffluids in ein Porennetzwerk einer zweiten Minilagerstättenvorrichtung; Injizieren eines dritten Fluids in das Porennetzwerk der zweiten Minilagerstättenvorrichtung; Bestimmen der Sättigung des in das Porennetzwerk der zweiten Minilagerstättenvorrichtung injizierten zusätzlichen Teils des Kohlenwasserstofffluids; Bestimmen der Sättigung des in das Porennetzwerk der zweiten Minilagerstättenvorrichtung dritten Fluids; und basierend zumindest teilweise auf dem Bestimmen der Sättigung von jedem von dem zusätzlichen Teil des Kohlenwasserstofffluids und dem dritten Fluid Bestimmen eines zweiten Ölgewinnungsfaktors, wobei der zweite Ölrückgewinnungsfaktor mit dem dritten Fluid assoziiert ist.
Eine 21. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß der 20. Ausführungsform beinhalten, wobei jedes von dem zweiten Fluid und dem dritten Fluid ein Kandidatenbehandlungsfluid aus einer Vielzahl von Kandidatenbehandlungsfluiden ist.
Eine 22. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß der 21. Ausführungsform beinhalten, weiter umfassend: basierend zumindest teilweise auf der Bestimmung des Ölgewinnungsfaktors und des zweiten Ölrückgewinnungsfaktors Auswählen eines Behandlungsfluids aus der Vielzahl von Kandidatenbehandlungsfluiden zur Verwendung in einer unterirdischen Formation.
Eine 23. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß der 22. Ausführungsform beinhalten, wobei das ausgewählte Behandlungsfluid ein schwach emulgierendes Tensid umfasst.
Eine 24. Ausführungsform kann ein Verfahren beinhalten, das Folgendes umfasst: Injizieren eines Kohlenwasserstofffluids in jede aus einer Vielzahl von Minilagerstättenvorrichtungen, wobei jede Minilagerstättenvorrichtung ein Porennetzwerk umfasst; Injizieren jedes aus einer Vielzahl von Kandidatenfluiden in eine jeweilige aus der Vielzahl von Minilagerstättenvorrichtungen; Beobachten der relativen Eigenschaften von jedem aus der Vielzahl von Kandidatenfluiden in jeder jeweiligen Minilagerstättenvorrichtung; und basierend zumindest teilweise auf den beobachteten relativen Eigenschaften Auswählen eines Kandidatenfluids aus der Vielzahl von Kandidatenfluiden zur Verwendung in einer unterirdischen Formation.
Eine 25. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß der 24. Ausführungsform beinhalten, wobei jedes Kandidatenfluid eine Verbindung umfasst, die aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus Folgendem besteht: Tensiden; Korrosionshemmern; Kalkhemmern, Gasinjektionsgasen; Reibungsreduzierern; Schaummitteln; Hydrathemmern, Paraffinhemmern; Bioziden; Viskosemitteln; Emulsionsbrechern und Kombinationen davon.
Eine 26. Ausführungsform kann ein Verfahren beinhalten, das Folgendes umfasst: Injizieren eines ersten Kandidatenfluids in ein erstes Porennetzwerk einer Minilagerstättenvorrichtung; Injizieren eines zweiten Kandidatenfluids in ein zweites Porennetzwerk der Minilagerstättenvorrichtung; Erhalten erster visueller Daten des Flusses des ersten Kandidatenfluids durch das erste Porennetzwerk; Erhalten zweiter visueller Daten des Flusses des zweiten Kandidatenfluids durch das zweite Porennetzwerk; und basierend zumindest teilweise auf der visuellen Analyse der ersten und zweiten visuellen Daten Auswählen eines Fluids zum Einführen in eine unterirdische Formation.
Eine 27. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß der 26. Ausführungsform beinhalten, weiter umfassend das Injizieren eines ersten Kohlenwasserstofffluids in das erste Porennetzwerk; und Injizieren eines zweiten Kohlenwasserstofffluids in das zweite Porennetzwerk.
Eine 28. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß der 27. Ausführungsform beinhalten, wobei das erste Kohlenwasserstofffluid injiziert wird, bevor das erste Kandidatenfluid injiziert wird; und wobei weiter das zweite Kohlenwasserstofffluid injiziert wird, bevor das zweite Kandidatenfluid injiziert wird.
Eine 29. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der 27. und 28. Ausführungsformen beinhalten, wobei jedes von dem ersten und zweiten Kohlenwasserstofffluid aus der gleichen unterirdischen Formation stammt.
Eine 30. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der 26.–29. Ausführungsformen beinhalten, wobei jedes Kandidatenfluid ein Tensid umfasst.
Eine 31. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß der 30. Ausführungsform beinhalten, wobei das Fluid zum Einführen in eine unterirdische Formation aus einer Vielzahl von Kandidatenfluiden ausgewählt ist.
Eine 32. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der 26.–31. Ausführungsformen beinhalten, wobei das erste Kandidatenfluid und das zweite Kandidatenfluid im Wesentlichen zur gleichen Zeit injiziert werden.
Eine 33. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der 1.–17. Ausführungsformen beinhalten, wobei jedes von dem Porennetzwerk der ersten Minilagerstättenvorrichtung und dem Porennetzwerk der zweiten Minilagerstättenvorrichtung konfiguriert ist, um ein Porennetzwerk in der unterirdischen Formation anzunähern.
Eine 34. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der 18.–23. Ausführungsformen beinhalten, wobei das Porennetzwerk der Minilagerstättenvorrichtung konfiguriert ist, um ein Porennetzwerk in der unterirdischen Formation anzunähern.
Eine 35. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der 24.–25. Ausführungsformen beinhalten, wobei jedes Porennetzwerk jeder Minilagerstättenvorrichtung konfiguriert ist, um ein Porennetzwerk in der unterirdischen Formation anzunähern.
Eine 36. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der 26.–32. Ausführungsformen beinhalten, wobei jedes von dem ersten und zweiten Porennetzwerk konfiguriert ist, um ein Porennetzwerk in der unterirdischen Formation anzunähern.
Eine 37. Ausführungsform kann ein Verfahren gemäß einer der 1., 3.–17., 24.–33. und 35.–36. Ausführungsformen beinhalten, wobei jedes Kandidatenfluid aus einer Vielzahl von Kandidatenfluiden stammt.
Um ein besseres Verständnis der vorliegenden Offenbarung zu ermöglichen, wird das nachfolgende Beispiel gemäß einigen beispielhaften Ausführungsformen präsentiert. Ein solches Beispiel sollte keinesfalls als den Umfang der Erfindung nur auf das nachfolgend bereitgestellte Beispiel beschränkend verstanden werden.
BEISPIEL
In diesem Beispiel wurden zwei verschiedene Arten von Kandidatentensid miteinander und mit einem Kontrollfluid ohne Tensid (hier 4 % KCl-Lösung) verglichen. Relative Ölgewinnungsfähigkeiten wurden basierend auf dem Fluss durch eine auf Siliziumdioxid basierende Porous Media Analog-(PMA)-Vorrichtung analysiert.
A. Anordnung
Rohöl, das von der Schieferformation Eagle Ford (in Texas befindend) erhalten wurde, hatte eine API-Nummer von 41,8. Die Ölzusammensetzungsanalyse zeigte, dass es eine Gesamtsäurenummer von 0,01 und eine Gesamtbasennummer von 1,97 aufwies, was vermuten lässt, dass es mehr alkalische Verbindungen enthält, die von Natur aus typischerweise positiv geladen sind. Bei den versuchen wurden zwei Tenside mit erheblich unterschiedlicher Chemie verwendet. Das eine war ein nicht emulgierendes Feldstandardtensid, das in der Regel keine Emulsionen mit Öl erzeugt; das andere war ein schwach emulgierendes Tensid, das in der Regel eine kurzlebige Öl-in-Wasser-(Wasser extern)-Emulsion erzeugt. Beide Tenside wurden in 4 % KCl mit einer Konzentration von 2000 ppm oder ungefähr 2 gal/1.000 gal hergestellt.
Die nanofluidische PMA-Vorrichtung wurde gemäß den von Mao und Han 2011 beschriebenen Verfahren hergestellt. 8 ist eine Reihe von 4 Elektronenmikrographen des in diesem Beispiel verwendeten nanofluidischen Chips. Das poröse Netzwerk hatte eine Fläche von ungefähr 400 × 600 μm². Bild 801 bietet eine Übersicht über die Vorrichtung; Bild 802 zeigt eine Draufsicht des statistischen porösen Netzwerks; Bild 803 zeigt eine um 30° geneigte Ansicht des statistischen porösen Netzwerks; und Bild 804 zeigt eine stark vergrößerte Ansicht eines Teils der Porenstruktur.
Die Porenstrukturen wurden in doppelseitigen polierten <100> Silizium-Wafern (Dicke = 250 μm) mit niedrig belastetem Siliziumnitrid (~100 nm) an beiden Seiten definiert. Zuerst wurde ein statistisches poröses Netzwerk bestehend aus Nanokanälen mit einer Fläche von 400 × 600 μm² und Kanalbreite von 3 μm unter Anwendung einer tiefen reaktiven Ionenätzung basierend auf einem von Wu et al. 2012 beschriebenen Voronoi-Mosaikverfahren definiert. Die Nanokanaltiefe betrug ungefähr 300 nm, was als Porenhalsgröße definiert wurde, und die geschätzte Porosität betrug 20 %. Als nächstes wurden zwei Mikrokanäle mit Breiten von 10 μm an beiden Seiten des statistischen porösen Netzwerks definiert. Schließlich wurde eine tiefe reaktive Ionenätzung an der Rückseite durch den Wafer durchgeführt, um die Einlass- und Auslasslöcher an den vier Enden der Mikrokanäle zu erzeugen. Die hergestellte Vorrichtung wurde dann anodisch an ein dünnes Pyrex-Deckglas (Pyrex 7740, 40 × 20 × 0,25 mm) gebunden und mit einer Silan-Chemikalie behandelt, was zu ölnasser Einheitlichkeit führte. Um eine Kontamination der Oberfläche zu verhindern, wurde die komplette Vorrichtung vor der Verwendung mit entionisiertem (DI) Wasser und Methanol gespült und dann unter Verwendung von Stickstoffgas getrocknet.
Es wurde eine Anordnung ähnlich der in 3 beschriebenen verwendet. Eine Stickstoffquelle wurde durch Druckregulatoren mit zwei Kapillarrohren verbunden. Die Kapillarrohre dienten als Behälter für die in diesem Beispiel verwendeten verschiedenen Fluide (Öl, 4 % KCl-Lösung, 2000 ppm schwach emulgierende Tensidlösung und 2000 ppm nicht emulgierende Tensidlösung). Die Kapillarrohre wurden durch Rohre mit einem Innendurchmesser von 150 μm und Außendurchmesser von 360 μm mit der nanofluidischen Vorrichtung verbunden. Die Verfahren wurden bei Umgebungstemperatur durchgeführt. Die Vorrichtung wurde zwischen jedem Gebrauch gereinigt.
B. Verfahren
Das Rohöl wurde unter Verwendung eines Nylonfilters von 0,22 μm vorfiltriert, dann bei einem Druck von 10 psi injiziert, um sowohl Mikrokanäle als auch die Nanokanäle zwischen den Mikrokanälen zu füllen. Die Kanaloberfläche wies eine Benetzbarkeit auf, die Öl gegenüber Luft bevorzugte. Folglich hinterließ dieses Verfahren keine in der nanofluidischen Vorrichtung gefangene Luft.
Ein konstanter Fluss des Rohöls durch einen der zwei Mikrokanäle wurde durch Aufrechterhalten eines Druckunterschieds von 10 psi zwischen dem Einlass und dem Auslass des Mikrokanals (Ölmikrokanal) erzeugt. Der Einlassdruck wurde unter Verwendung eines Präzisionsdruckregulators verbunden mit einem Stickstoffgaszylinder reguliert, überwacht durch ein digitales Manometer. Der Auslass war zur Atmosphäre hin offen. Dieser Fluss erzeugte einen Druck von 5 psig an der Verbindung Nanokanal-Ölmikrokanal, da sich die Verbindung auf halber Strecke zwischen dem Einlass und Auslass des Ölmikrokanals befand. Diese Anordnung und dieser Fluss wurden für jede der drei Vorrichtungen wiederholt.
Die KCl- und jede Tensidlösung wurden bei einem Druck von 10 psig separat in den anderen Mikrokanal (Wassermikrokanal) injiziert. Der Auslass des Wassermikrokanals war ebenfalls zur Atmosphäre hin offen. Nachdem ein konstanter Fluss der Tensidlösung hergestellt war, betrug der Druck an der Verbindung Nanokanal Wassermikrokanal ebenfalls 5 psig, da sich die Verbindung auf halber Strecke zwischen dem Einlass und Auslass des Ölmikrokanals befand. Da der hydrodynamische Widerstand in den Nanokanälen viel höher als in den Mikrokanälen war, bewegte sich der Großteil der injizierten Fluide durch die Mikrokanäle. Somit war der Beitrag der Flüsse in Nanokanälen zu den Flüssen in Mikrokanälen vernachlässigbar, und in den Mikrokanälen kann ein stabiler Druckgradient und eine stabile Flussrate erreicht werden.
Während der Fluss des Rohöls in den Ölmikrokanal bei 10 psi aufrechterhalten wurde, wurde der Einlassdruck des Wasserkanals progressiv erhöht, wodurch der Druck an der Verbindung Nanokanal Wassermikrokanal erhöht wurde. Wenn zum Beispiel der Einlassdruck auf 20 psi erhöht wurde, wurde der Druck an der Verbindung Nanokanal Wassermikrokanal auf 10 psi erhöht, und der Druckunterschied an den Mikrokanälen von den Wasser- zu den Ölseiten betrug 5 psi. Wenn der Druckunterschied den Kapillardruck überschritt, wurde das Öl aus den Kanälen ausgelassen. Das Verdrängungsmuster und die Effizienz wurden unter Verwendung eines BX60-Mikroskops „OLYMPUS^®“ (wie zum Beispiel erhältlich von der Olympus America Inc.) mit Objektiven 10X und 50X überwacht und gemessen.
C. Bildverarbeitung
Um die Ölgewinnung zu visualisieren und die Ölverdrängungseffizienz zu vergleichen, wurde unter Verwendung der Software „MATLAB^®“, erhältlich von MathWorks, Inc., eine Bildverarbeitung durchgeführt. Während dieses Prozesses wurde eine Bildsubtraktion angewandt, um den Kontrast zwischen der Öl- und Wasserphase hervorzuheben. Typischerweise wurde ein Referenzbild (Bild A, Tiff-Format) gemacht, wenn der Nanokanal mit Öl gefüllt war. Mit Fortschreiten der Verdrängung wurde ein weiteres Bild (Bild B, Tiff-Format) gemacht, und die Änderung der Ölsättigung kann mit einer direkten Subtraktion des Bildes A von dem neuen Bild B erfasst werden.
D. Ergebnisse
1. KCl-Fluidflutung
Das kein Tensid enthaltende Fluid 4 % KCl-Lösung wurde in die nanofluidische Vorrichtung injiziert, um das Rohöl zu verdrängen. 9 zeigt verarbeitete Mikrographen der Rohölverdrängung durch das KCl bei jedem der folgenden Antriebsdrücke (gemessen an der Einlassseite): 38, 40, 45 und 50 psig, in jeder der 9a, 9b, 9c und 9d. Jeder Antriebsdruck entsprach jeweils einem Druckunterschied von 11,5, 12,5, 15 und 17,5 psi über das statistische poröse Netzwerk. Der KCl-Durchbruch (das heißt, wenn das Kontrollfluid den Ölkanal erreichte) fand bei 38 psi statt. Bemerkenswerterweise wurde beobachtet, dass sich die Ölsättigung nach dem Durchbruch nicht verringerte, wenn der Druck konstant gehalten wurde. Wahrscheinlich folgte das meiste Verdrängungsfluid einfach dem Weg des geringsten Widerstands und ließ den Großteil des Öls zurück. Umgekehrt zeigten die 9a bis 9d auch, dass die Ölsättigung mit steigendem Druck begann abzunehmen, was vermuten lässt, dass ein ausreichender Druckabfall oder Absenkungsbetrag schließlich Kapillarkräfte überwinden und das meiste Öl aus dem statistischen porösen Netzwerk mit einer Porenhalsgröße von 300 nm treiben könnte.
2. Flutung mit schwach emulgierendem Tensid
Ein in 4 % KCl hergestelltes schwach emulgierendes Tensid wurde in die nanofluidische Vorrichtung injiziert, um das Rohöl zu verdrängen. 10 zeigt verarbeitete Bilder der Rohölverdrängung bei Antriebsdrücken (gemessen an der Einlassseite) von: 20, 30 und 40 psi in jeder der 10a, 10b und 10c (entsprechend den Druckunterschieden von 5, 10 und 15 über das statistische poröse Netzwerk). Wie in den 11a und b gezeigt, wurde beobachtet, dass der Kontrast zwischen dem Rohöl und der Tensidlösung im Vergleich zum Kontrollfluid sehr gering war, und das Durchbruchmuster wurde kaum erfasst. 11a ist eine optische Mikrographie der Rohölverdrängung unter Verwendung des Kontrollfluids bei einem Antriebsdruck von 40 psig; 11b zeigt die Rohölverdrängung durch ein schwach emulgierendes Tensid bei einem Antriebsdruck von 30 psig. Dieser Effekt kann durch den emulgierten Öltropfen oder dünnen Ölfilm an der Oberfläche des statistischen porösen Netzwerks (siehe 11c) bewirkt worden sein, wodurch der Kontrast verringert wird. Das Verdrängungsmuster war einheitlicher, wenn das Öl unter Verwendung des WES anstelle des Kontrollfluids verdrängt wurde, was darauf hindeutete, dass das Tensid den Kapillardruck erheblich verringerte und die Vorderbewegung des Flutungsfluids stärker modifiziert hat, sodass sie kolbenartig war. Außerdem wurde gezeigt, dass bei 40 psi unter Verwendung des WES mehr Rohöl gewonnen wurde als mit dem Kontrollfluid.
3. Flutung mit nicht emulgierendem Tensid
Ein in 4 % KCl hergestelltes nicht emulgierendes Tensid wurde in die nanofluidische Vorrichtung injiziert, um das Rohöl zu verdrängen. Die 12a und b zeigen die verarbeiteten Bilder der Ölverdrängung bei Antriebsdrücken von 20 und 30 psi (entsprechend dem Druckunterschied von 5 und 10 psi über das statistische poröse Netzwerk). Es schien, dass der Durchbruch wahrscheinlich bei 30 psi stattfand; jedoch war die Änderung der Ölsättigung zwischen 20 und 30 psi aufgrund des ultrageringen Kontrasts kaum wahrnehmbar.
Die Ergebnisse von drei Tests an der nanofluidischen Vorrichtung deuten darauf hin, dass Tenside den Kapillardruck erheblich reduzieren konnten, wodurch die Verdrängungsfront stärker modifiziert wurde, sodass sie kolbenartiger war. Beim gleichen Antriebsdruck erzielte ein schwach emulgierendes Tensid im Vergleich zu einem Kontrollfluid ohne Tensid eine höhere Ölgewinnung. Das kolbenartige Verdrängungsmuster der Flutung mit schwach emulgierendem Tensid könnte sich in einer höheren Ölgewinnungseffizienz niederschlagen. Entsprechend stellte das Verfahren eine Basis für die Auswahl des schwach emulgierenden Tensids zur Verwendung in der Formation Eagle Ford bereit, aus der das Rohöl entnommen wurde.
E. Überprüfungsstudie
Es wurden Produktionsdaten des schwach emulgierenden Tensids nicht emulgierenden Tensids in 45 Bohrlöchern aufgeteilt in zwei Bereiche in Eagle Ford verglichen, um die Laborergebnisse zu validieren. Diese Bohrlöcher wurden sorgfältig ausgewählt, und es wurde angenommen, dass sie einen geringen Unterschied in Bezug auf die Geometrie und Chemie der Formation aufweisen. Die Strategien des Frakturierungsprozesses waren ebenfalls ähnlich. Die Bohrlöcher 1 bis 7 im ersten Bereich wurden mit schwach emulgierendem Tensid behandelt. Die Bohrlöcher 8 bis 23 (ebenfalls im ersten Bereich) wurden mit nicht emulgierendem Tensid behandelt. Die Bohrlöcher 24 bis 31 im zweiten Bereich wurden mit schwach emulgierendem Tensid behandelt; die Bohrlöcher 32 bis 45 (ebenfalls im zweiten Bereich) wurden mit nicht emulgierendem Tensid behandelt. 13 zeigt bis zu 30 Tage Produktionsdaten für diese Bohrlöcher in jedem der zwei Bereiche in Eagle Ford für jedes Tensid. 14 zeigt ebenso bis zu 90 Tage Produktionsdaten für diese Bohrlöcher für jedes Tensid. Die in den 13 und 14 gezeigten Daten wurden durch laterale Längen und Frakturierungsstufen normalisiert, wodurch der Effekt der Produktionsbohrlochgröße und Tensidverwendung isoliert wurde. Um die Feldleistung zu vergleichen, wurde ein Durchschnitt der Produktionsdaten berechnet. Wie in den 15 und 16 dargestellt (die jeweils gemittelte Produktion für jede der 30- und 90-Tage-Produktionsdatenreihen zeigen), erzielte das schwach emulgierende Tensid eine bessere Leistung in beiden Reihen an Produktionsdaten für die zwei verschiedenen Bereiche.
Daher eignet sich die vorliegende Erfindung gut, um die genannten sowie darin inhärenten Ziele und Vorteile zu erreichen. Die jeweiligen oben offenbarten Ausführungsformen sind nur veranschaulichend, und die vorliegende Erfindung kann in unterschiedlicher, aber äquivalenter Weise abgewandelt und ausgeübt werden, wie es für einschlägige Fachleute mit dem Vorteil der vorliegenden Lehren auf der Hand liegen wird. Darüber hinaus sind hinsichtlich der Einzelheiten der hier gezeigten Konstruktion oder Auslegung keine anderen Einschränkungen als die in den nachfolgenden Ansprüchen beschriebenen vorgesehen. Es ist somit deutlich, dass die oben offenbarten jeweiligen veranschaulichenden Ausführungsformen geändert oder abgewandelt werden können und dass alle derartigen Variationen als in den Umfang und Geist der vorliegenden Erfindung fallend betrachtet werden. Insbesondere gilt jeder hier offenbarte Wertebereich (der Form „von etwa a bis etwa b“ oder äquivalent „von ungefähr a bis b“ oder äquivalent „von ungefähr a–b“) als auf den Leistungssatz (den Satz aller Teilsätze) der jeweiligen Wertebereiche bezogen und legt jeden in dem breiter gefassten Wertebereich enthaltenen Wert dar. Außerdem tragen die Begriffe in den Ansprüchen ihre einfache, gewöhnliche Bedeutung, sowie nicht durch die Patentinhaberin ausdrücklich und deutlich anders definiert.

Claims

Verfahren, umfassend: Injizieren eines ersten Kandidatenfluids in ein Porennetzwerk einer ersten Minilagerstättenvorrichtung; Injizieren eines zweiten Kandidatenfluids in ein Porennetzwerk einer zweiten Minilagerstättenvorrichtung; Erhalten erster visueller Daten des Flusses des ersten Kandidatenfluids durch die erste Minilagerstättenvorrichtung; Erhalten zweiter visueller Daten des Flusses des zweiten Kandidatenfluids durch die zweite Minilagerstättenvorrichtung; und basierend zumindest teilweise auf visueller Analyse der ersten und zweiten visuellen Daten Auswählen eines Fluids zum Einführen in eine unterirdische Formation.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei: das erste und zweite Kandidatenfluid aus einer Vielzahl von Kandidatenfluiden sind; jedes aus der Vielzahl von Kandidatenfluiden eine Verbindung umfasst, die aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus Folgendem besteht: Behandlungsfluiden, Zusatzstoffen und einer Kombination davon; und das Fluid zum Einführen in die unterirdische Formation aus der Vielzahl von Kandidatenfluiden ausgewählt ist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei jedes Porennetzwerk der ersten Minilagerstättenvorrichtung und das Porennetzwerk der zweiten Minilagerstättenvorrichtung konfiguriert sind, um ein Porennetzwerk in der unterirdischen Formation anzunähern.
Verfahren nach Anspruch 1, weiter umfassend: Injizieren eines ersten Kohlenwasserstofffluids in das Porennetzwerk der ersten Minilagerstättenvorrichtung; und Injizieren eines zweiten Kohlenwasserstofffluids in das Porennetzwerk der zweiten Minilagerstättenvorrichtung.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei das erste Kohlenwasserstofffluid injiziert wird, bevor das erste Kandidatenfluid injiziert wird; und weiter wobei das zweite Kohlenwasserstofffluid injiziert wird, bevor das zweite Kandidatenfluid injiziert wird.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei das Injizieren des ersten Kohlenwasserstofffluids im Wesentlichen vollständig erfolgt, bevor das erste Kandidatenfluid injiziert wird; und wobei das Injizieren des zweiten Kohlenwasserstofffluids im Wesentlichen vollständig erfolgt, bevor das zweite Kandidatenfluid injiziert wird.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei das erste Kandidatenfluid zumindest teilweise gleichzeitig mit dem ersten Kohlenwasserstofffluid injiziert wird; und weiter wobei das zweite Kandidatenfluid zumindest teilweise gleichzeitig mit dem zweiten Kohlenwasserstofffluid injiziert wird.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei jedes von dem ersten und zweiten Kohlenwasserstofffluid auf Basis eines kontinuierlichen Flusses injiziert wird.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei jedes von dem ersten Kandidatenfluid und dem zweiten Kandidatenfluid im Wesentlichen gleichzeitig injiziert wird.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei jede von den ersten visuellen Daten und den zweiten visuellen Daten erhalten werden, während jedes von dem ersten Kandidatenfluid und dem zweiten Kandidatenfluid bei ungefähr gleichem Antriebsdruck in die Minilagerstättenvorrichtung injiziert werden.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Porennetzwerk der ersten Minilagerstättenvorrichtung Nanoporen umfasst; und wobei weiter das Porennetzwerk der zweiten Minilagerstättenvorrichtung Nanoporen umfasst.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei jedes von dem ersten und zweiten Kohlenwasserstofffluid im Wesentlichen ähnliche Zusammensetzungen aufweist.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei jedes von dem ersten und zweiten Kohlenwasserstofffluid aus der gleichen unterirdischen Formation stammt.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei jedes Kandidatenfluid ein Tensid umfasst.
Verfahren nach Anspruch 14, wobei das ausgewählte Fluid ein Frakturierungsfluid umfasst.
Verfahren nach Anspruch 14, wobei das Auswählen eines Fluids zum Einführen in die unterirdische Formation das Auswählen eines Kandidatenfluids umfasst, das ein schwach emulgierendes Tensid umfasst.
Verfahren nach Anspruch 14, wobei eine visuelle Analyse der ersten und zweiten visuellen Daten das Bewerten der Emulgierneigung umfasst.
Verfahren nach Anspruch 17, weiter umfassend: Rühren der ersten Minilagerstättenvorrichtung, während die erste Minilagerstättenvorrichtung ein oder mehrere Fluide darin enthält; und Rühren der zweiten Minilagerstättenvorrichtung, während die zweite Minilagerstättenvorrichtung ein oder mehrere Fluide darin enthält
Verfahren, umfassend: Injizieren eines Kohlenwasserstofffluids in ein Porennetzwerk einer Minilagerstättenvorrichtung; Injizieren eines zweiten Fluids in das Porennetzwerk; Bestimmen der Sättigung des in das Porennetzwerk injizierten Kohlenwasserstofffluids; Bestimmen der Sättigung des in das Porennetzwerk injizierten zweiten Fluids; und basierend zumindest teilweise auf der Bestimmung der Sättigung von jedem von dem Kohlenwasserstofffluid und dem zweiten Fluid Bestimmen eines mit dem zweiten Fluid assoziierten Ölgewinnungsfaktors.
Verfahren nach Anspruch 19, weiter umfassend das Injizieren eines vorläufigen Fluids in das Porennetzwerk, und Bestimmen der Sättigung des in das Porennetzwerk injizierten vorläufigen Fluids; wobei die Bestimmung des mit dem zweiten Fluid assoziierten Ölgewinnungsfaktors weiter zumindest teilweise auf der Bestimmung der Sättigung des vorläufigen Fluids basiert.
Verfahren nach Anspruch 19, weiter umfassend: Injizieren eines zusätzlichen Teils des Kohlenwasserstofffluids in ein Porennetzwerk einer zweiten Minilagerstättenvorrichtung; Injizieren eines dritten Fluids in das Porennetzwerk der zweiten Minilagerstättenvorrichtung; Bestimmen der Sättigung des in das Porennetzwerk der zweiten Minilagerstättenvorrichtung injizierten zusätzlichen Teils des Kohlenwasserstofffluids; Bestimmen der Sättigung des in das Porennetzwerk der zweiten Minilagerstättenvorrichtung injizierten dritten Fluids; und basierend zumindest teilweise auf der Bestimmung der Sättigung von jedem von dem zusätzlichen Teil des Kohlenwasserstofffluids und dem dritten Fluid Bestimmen eines zweiten Ölgewinnungsfaktors, wobei der Ölgewinnungsfaktor mit dem dritten Fluid assoziiert ist.
Verfahren nach Anspruch 21, wobei jedes von dem zweiten Fluid und dem dritten Fluid ein Kandidatenbehandlungsfluid aus einer Vielzahl von Kandidatenbehandlungsfluiden ist.
Verfahren nach Anspruch 22, weiter umfassend: basierend zumindest teilweise auf der Bestimmung des Ölrückgewinnungsfaktors und des zweiten Ölrückgewinnungsfaktors Auswählen eines Behandlungsfluids aus der Vielzahl von Kandidatenbehandlungsfluiden zur Verwendung in einer unterirdischen Formation.
Verfahren nach Anspruch 23, wobei das ausgewählte Behandlungsfluid ein schwach emulgierendes Tensid umfasst.
Verfahren, umfassend: Injizieren eines Kohlenwasserstofffluids in jede aus einer Vielzahl von Minilagerstättenvorrichtungen, wobei jede Minilagerstättenvorrichtung ein Porennetzwerk umfasst; Injizieren jedes aus der Vielzahl von Kandidatenfluiden in eine jeweilige aus der Vielzahl von Minilagerstättenvorrichtungen; Beobachten der relativen Eigenschaften von jedem aus der Vielzahl von Kandidatenfluiden in jeder jeweiligen Minilagerstättenvorrichtung; und basierend zumindest teilweise auf den beobachteten relativen Eigenschaften Auswählen eines Kandidatenfluids aus der Vielzahl von Kandidatenfluiden zur Verwendung in einer unterirdischen Formation.
Verfahren nach Anspruch 25, wobei jedes Kandidatenfluid eine Verbindung umfasst, die aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus Folgendem besteht: Tensiden; Korrosionshemmern; Kalkhemmern, Gasinjektionsgasen; Reibungsreduzierern; Schaummitteln; Hydrathemmern, Paraffinhemmern; Bioziden; Viskosemitteln; Emulsionsbrechern und Kombinationen davon.
Verfahren, umfassend: Injizieren eines ersten Kandidatenfluids in ein erstes Porennetzwerk einer Minilagerstättenvorrichtung; Injizieren eines zweiten Kandidatenfluids in ein zweites Porennetzwerk der Minilagerstättenvorrichtung; Erhalten erster visueller Daten des Flusses des ersten Kandidatenfluids durch das erste Porennetzwerk; Erhalten zweiter visueller Daten des Flusses des zweiten Kandidatenfluids durch das zweite Porennetzwerk; und basierend zumindest teilweise auf visueller Analyse der ersten und zweiten visuellen Daten Auswählen eines Fluids zum Einführen in eine unterirdische Formation.
Verfahren nach Anspruch 27, weiter umfassend: Injizieren eines ersten Kohlenwasserstofffluids in das erste Porennetzwerk; und Injizieren eines zweiten Kohlenwasserstofffluids in das zweite Porennetzwerk.
Verfahren nach Anspruch 28, wobei das erste Kohlenwasserstofffluid injiziert wird, bevor das erste Kandidatenfluid injiziert wird; und wobei weiter das zweite Kohlenwasserstofffluid injiziert wird, bevor das zweite Kandidatenfluid injiziert wird.
Verfahren nach Anspruch 29, wobei jedes von dem ersten und zweiten Kohlenwasserstofffluid aus der gleichen unterirdischen Formation stammt.
Verfahren nach Anspruch 30, wobei jedes Kandidatenfluid ein Tensid umfasst; und weiter wobei das Fluid zum Einführen in eine unterirdische Formation aus einer Vielzahl von Kandidatenfluiden ausgewählt ist.
Verfahren nach Anspruch 27, wobei das erste Kandidatenfluid und das zweite Kandidatenfluid im Wesentlichen gleichzeitig injiziert werden.