EA026873B1 - Установка и способ испытаний многопорционных проб - Google Patents
Установка и способ испытаний многопорционных проб Download PDFInfo
- Publication number
- EA026873B1 EA026873B1 EA201300212A EA201300212A EA026873B1 EA 026873 B1 EA026873 B1 EA 026873B1 EA 201300212 A EA201300212 A EA 201300212A EA 201300212 A EA201300212 A EA 201300212A EA 026873 B1 EA026873 B1 EA 026873B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- samples
- oil
- fluid
- porous medium
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title claims description 178
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 293
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 57
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 57
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 212
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 76
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 42
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 38
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 34
- 238000009736 wetting Methods 0.000 claims description 18
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 17
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 346
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 93
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 54
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 48
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 48
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 44
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 39
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 39
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 29
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 28
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 22
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 22
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 19
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 18
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 17
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 16
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 14
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 14
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 13
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 12
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 11
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 11
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 8
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 8
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 8
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 7
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 7
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 7
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 7
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000002585 base Substances 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 6
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 6
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 6
- 238000013101 initial test Methods 0.000 description 6
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 6
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 6
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 5
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 5
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- -1 for example Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 241000972773 Aulopiformes Species 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000001069 Raman spectroscopy Methods 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 3
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 3
- XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N hydrogen iodide Chemical compound I XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009616 inductively coupled plasma Methods 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004848 nephelometry Methods 0.000 description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 3
- 235000019515 salmon Nutrition 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 2
- 238000004252 FT/ICR mass spectrometry Methods 0.000 description 2
- 238000004566 IR spectroscopy Methods 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004497 NIR spectroscopy Methods 0.000 description 2
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004696 Poly ether ether ketone Substances 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 2
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 2
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N dodecane Chemical compound CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 229910052631 glauconite Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004128 high performance liquid chromatography Methods 0.000 description 2
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000004255 ion exchange chromatography Methods 0.000 description 2
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 description 2
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 description 2
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 2
- CYPPCCJJKNISFK-UHFFFAOYSA-J kaolinite Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Al+3].[Al+3].[O-][Si](=O)O[Si]([O-])=O CYPPCCJJKNISFK-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 2
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- BKIMMITUMNQMOS-UHFFFAOYSA-N nonane Chemical compound CCCCCCCCC BKIMMITUMNQMOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 229920002530 polyetherether ketone Polymers 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 229910052903 pyrophyllite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 description 2
- 238000004626 scanning electron microscopy Methods 0.000 description 2
- 238000000870 ultraviolet spectroscopy Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 1,2-bis(ethenyl)benzene;1-ethenyl-2-ethylbenzene;styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1.CCC1=CC=CC=C1C=C.C=CC1=CC=CC=C1C=C NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SKIDNYUZJPMKFC-UHFFFAOYSA-N 1-iododecane Chemical compound CCCCCCCCCCI SKIDNYUZJPMKFC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GCDPERPXPREHJF-UHFFFAOYSA-N 1-iodododecane Chemical compound CCCCCCCCCCCCI GCDPERPXPREHJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000004435 EPR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- HBBGRARXTFLTSG-UHFFFAOYSA-N Lithium ion Chemical compound [Li+] HBBGRARXTFLTSG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical class CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 238000000862 absorption spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 150000007824 aliphatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000001479 atomic absorption spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 238000001636 atomic emission spectroscopy Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 description 1
- 238000002330 electrospray ionisation mass spectrometry Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000002290 gas chromatography-mass spectrometry Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000010720 hydraulic oil Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000005660 hydrophilic surface Effects 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000005661 hydrophobic surface Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000002329 infrared spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 239000002555 ionophore Substances 0.000 description 1
- 230000000236 ionophoric effect Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 229910001416 lithium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 1
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229910052655 plagioclase feldspar Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 235000013849 propane Nutrition 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 229910052594 sapphire Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010980 sapphire Substances 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 238000000528 statistical test Methods 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000009044 synergistic interaction Effects 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 150000003623 transition metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000000411 transmission spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 230000003442 weekly effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/082—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Automatic Analysis And Handling Materials Therefor (AREA)
Abstract
В изобретении представлена установка для одновременного закачивания текучих сред в несколько проб пористой среды, включающая несколько контейнеров для проб пористой среды, каждый из которых имеет гильзу и первую и вторую плиты, при этом первая плита имеет впускное отверстие для закачиваемой текучей среды, а вторая плита имеет выпускное отверстие для полученной текучей среды, и пробы пористой среды располагаются в процессе использования в каждом из контейнеров так, что первая плита и вторая плита каждого контейнера соприкасаются соответственно с первым и вторым концами пробы пористой среды, впускное отверстие каждой первой плиты имеет гидравлическое соединение с нагнетательной линией для закачивания текучей среды в пробу пористой среды, помещенную в контейнер, выпускное отверстие каждой второй плиты имеет гидравлическое соединение с соответствующей отводящей линией для отведения текучей среды, полученной от пробы пористой среды, помещенной в контейнер, онлайн и(или) офлайн аналитические средства для выполнения анализа текучих сред, закачиваемых в каждую из проб пористой среды, онлайн и(или) офлайн средства для выполнения анализа текучих сред, извлекаемых из каждой из проб пористой среды. Также предложен способ одновременного закачивания закачиваемой текучей среды в пробы пористой среды.
Description
Настоящее изобретение относится к способу испытаний методов заводнения и увеличения нефтеотдачи с использованием многопорционных проб (образцов) пористой среды и соответствующей установке.
Хорошо известно, что только часть общего количества сырой нефти, находящейся в нефтеносном пласте, может быть извлечена при добыче первичными методами, когда извлечение нефти происходит за счет природной энергии пласта. Нефтеносный пласт обычно имеет вид нефтеносной подземной породы, которая имеет достаточную пористость и проницаемость, позволяющие ей хранить и пропускать сквозь себя текучие среды, и с которой связана нефть, удерживаемая, например, в порах или между зернами породы. Для извлечения дополнительной нефти из нефтеносного пласта используются так называемые вторичные методы добычи нефти, простейшим из которых является прямое замещение другой средой в форме вытесняющей текучей среды (также называемой закачиваемой текучей средой), обычно представляющей собой воду или газ. Также могут быть использованы методы увеличения нефтеотдачи. Задачей использования этих методов является не только восстановление или поддержание давления нефтеносного пласта, но также и улучшение вытеснения нефти из пласта при минимизации остаточной нефтенасыщенности пласта, т.е. имеющегося в пласте объема нефти. В случаях, если начальное давление пласта близко к давлению насыщения сырой нефти, вторичные методы добычи или методы увеличения нефтеотдачи могут быть использованы в начале срока эксплуатации месторождения, когда первичное извлечение невозможно. Одним из наиболее эффективных и широко применяемых методов увеличения нефтеотдачи является заводнение. Вода закачивается в нефтеносный пласт под давлением через нагнетательную скважину. Закачанная вода помогает поддерживать давление пласта и продавливает вытесняемую нефть сквозь породу к эксплуатационной скважине, из которой и извлекается нефть. Используемая для заводнения вода обычно представляет собой соленую воду из естественного источника, например морскую воду, либо может быть попутной водой (т. е. водой, отделенной от сырой нефти в нефтедобывающем предприятии). Известно однако, что использование закачиваемой воды пониженной солености (например, солоноватой воды, к примеру, вод эстуария, или пресной воды, к примеру, речной или озерной воды) для заводнения позволяет повысить количество извлекаемой нефти по сравнению с использованием воды повышенной солености (например, морской воды, попутной воды или вод из водоносных горизонтов). Также известно, что снижение содержания поливалентных катионов в закачиваемой воде пониженной солености может повлиять на извлечение нефти. Вода пониженной солености, например пресная вода, редко имеется в районе скважины, например в районе шельфовых нефтяных месторождений, и должна приготавливаться посредством снижения общей концентрации растворенных солей (ΤΌδ от англ. 1о1а1 άίκκοίνοά кай) и(или) концентрации поливалентных катионов в заборной воде с использованием опреснения, например обратного осмоса или прямого осмоса. Обрабатываемые таким образом заборные воды включают морскую воду, солоноватую воду, попутную воду и воду водоносных горизонтов.
При низкой солености в водах, используемых в качестве закачиваемых вод, полная минерализация (ΤΌδ) обычно составляет в интервале от 200 до 15 000 ррщу (число частей на миллион по объему), желательно от 500 до 12 000 ррщу. Когда порода содержит набухающие глины, в частности смектитовые глины, для стабилизации глины требуется относительно высокая ΤΌδ для воды пониженной солености для снижения риска нарушения эксплуатационных качеств пласта. При этом, если содержание набухающих глин в породе достаточно для того, чтобы могло произойти нарушение свойств пласта, желательно, чтобы минерализация (ΤΌδ) воды пониженной солености составляла в интервале от 8000 до 15000 ррщу, в частности от 8000 до 12000 ррщу. Если содержание набухающих глин в породе не приводит к нарушению ее эксплуатационных качеств, ΤΌδ заборной воды обычно составляет в интервале от 200 до 8000 ррщу, желательно от 500 до 8000 ррщу, например от 1000 до 5000 ррщу. Как было показано выше, вода с пониженной соленостью также имеет и низкую концентрацию поливалентных катионов, составляющую обычно 40 ррщу и менее, желательно ниже 35 ррщу, более желательно ниже 30 ррщу, например ниже 25 ррщу. Желательно однако, чтобы вода с пониженной соленостью содержала, по меньшей мере, какое-то количество поливалентных катионов. При этом приемлемым является содержание поливалентных катионов в воде пониженной солености в интервале от 5 до 40 ррщу, желательно от 10 до 40 ррщу.
Вода, находящаяся в поровом пространстве породы, далее называемая пластовой водой, может иметь разный состав. Когда вытесняющая текучая среда закачивается без выполнения первичного извлечения либо непосредственно после первичного извлечения, пластовая вода обычно содержит реликтовые воды, и когда производится закачивание вытесняющей текучей среды, пластовые воды обычно включают реликтовую воду, а если вытесняющая текучая среда закачивается после предшествующего заводнения, пластовая вода обычно содержит смесь реликтовой воды и ранее закачанной воды, например морской воды или попутной воды.
Факторы, определяющие взаимодействие между сырой нефтью, породой, закачиваемой или вытесняющей текучей средой, влияющие на смачиваемость и нефтеотдачу пласта, включают сложные и иногда конкурирующие механизмы.
В настоящее время для определения остаточной нефтенасыщенности породы после применения методов увеличения нефтеотдачи, например заводнения водой пониженной солености, и в зависимости от
- 1 026873 результатов принятия решения о целесообразности применения методов увеличения нефтеотдачи применяются лабораторные испытания фильтрации на кернах (испытания керна заводнение), когда из нефтеносного пласта извлекается проба породы и помещается в условия, соответствующие условиям нефтеносного пласта, либо испытания с химическими индикаторами, когда текучая среда, помеченная соответствующими химическими индикаторами, закачивается в породу через нагнетательную скважину и извлекается обратно из той же скважины. Эти испытания занимают много времени, и их результаты обычно отсутствуют на этапе планирования разработки нефтяного месторождения, в результате чего оборудование, необходимое для обработки закачиваемой воды, может оказаться не включенным в производственное оборудование. Кроме того, большая продолжительность этих испытаний означает, что состав закачиваемой воды часто не оптимален для нефтеносного пласта, т.е. не был оптимизирован для параметров породы нефтеносного пласта, пластовых вод и сырой нефти.
В И8 2007/0009384 описана установка для высокопроизводительных испытаний потенциальных катализаторов, пригодная для испытаний большого числа катализаторов путем использования множества методов анализа, желательно параллельно или в быстрой последовательности. Эта установка имеет реакторный элемент, включающий по меньшей мере один узел впуска газа, несколько реакционных камер и по меньшей мере один дроссельный узел. Дроссельный узел имеет несколько каналов, расположенных таким образом, что по меньшей мере одна реакционная камера непосредственно соединена по меньшей мере с одним каналом дроссельного узла. Преимуществом этой установки является возможность быстрой проверки потенциальных катализаторов.
Обычные испытания фильтрации на кернах выполняются с использованием одной пробы породы нефтеносного пласта, помещенного в контейнер для керна (кернодержатель). Желательно разработать устройство для проверки фильтрации на кернах, обладающее высокой производительностью, способное выполнять заводнение нескольких проб для испытаний фильтрации на кернах в различных условиях. Однако описанная выше высокопроизводительная установка непригодна для этой цели ввиду отсутствия впускных и выпускных каналов для текучей среды.
Определение остаточной нефтенасыщенности проб керна, извлеченных из нефтеносной породы после применения технологии увеличения нефтеотдачи, например заводнения во вторичном или третичном цикле, имеет большую продолжительность из-за того, что требуется много времени для помещения пробы керна в условия нефтеносного пласта перед испытанием на фильтрацию на кернах (например, заводнением). Это означает, что традиционная установка для проведения испытания фильтрации на керне потребует более шести недель для выполнения одного испытания фильтрации на керне. По мере того как растет понимание факторов, способствующих увеличению нефтеотдачи, появляется необходимость выполнения одновременно нескольких испытаний на фильтрацию на кернах, как для улучшения понимания механизмов, обеспечивающих повышенную нефтеотдачу, так и для оптимизации закачиваемых текучих сред (например, закачиваемой воды для заводнения) или усовершенствования методов извлечения нефти, которые должны осуществляться на практике.
Сущность изобретения
В одном варианте выполнения предложена установка для закачивания текучих сред в несколько проб (образцов) пористой среды, включающая несколько контейнеров для проб пористой среды, каждый из которых содержит гильзу и первую и вторую плиты, при этом первая плита имеет впускное отверстие для закачиваемой текучей среды, и вторая плита имеет выпускное отверстие для полученной текучей среды, а пробы пористой среды располагаются в каждом из контейнеров так, что первая плита и вторая плита каждого контейнера соприкасаются соответственно с первым и вторым концами пробы пористой среды, впускное отверстие каждой первой плиты имеет гидравлическое соединение с нагнетательной линией для закачивания текучей среды в пробу пористой среды, помещенную в контейнер, выпускное отверстие каждой второй плиты имеет гидравлическое соединение с отдельной (специально предназначенной) отводящей линией для отведения текучей среды, полученной от пробы пористой среды, помещенной в контейнер, анализатор для проведения анализа текучих сред, закачиваемых в каждую из проб пористой среды и извлекаемых из каждой из проб пористой среды.
В некоторых вариантах выполнения установка включает систему управления, присоединенную к анализатору, из которого направляются данные измерений, и приспособленную на основании этих данных для управления закачиванием текучей среды. В некоторых вариантах выполнения при управлении закачиванием текучей среды на основании данных измерения управляют закачиванием текучей среды в одну из нескольких проб пористой среды, используя данные измерений, связанные с другой из упомянутых нескольких проб пористой среды. В некоторых вариантах выполнения система управления приспособлена для управления установкой при одновременном выполнении параллельных закачиваний, начинаемых со ступенчатым сдвигом (например, с задержкой начала закачиваний). Преимуществом этих вариантов выполнения изобретения является то, что экспериментальные данные от первых испытаний в тесте могут быть использованы как справочные или для управления до завершения всех испытаний. Кроме того, используемое оборудование, например насосы для текучей среды, баки и анализаторы, является общим для всех испытаний. Например, если испытания всех проб запущены одновременно, может потребоваться полный набор всех необходимых устройств для каждого испытания, поскольку все они
- 2 026873 окажутся на одном этапе в данное время. Кроме того, авторы данного изобретения установили, что при настройке установки на начало испытаний со ступенчатой задержкой обеспечивается обнаружение ошибок, благодаря чему повышается производительность за счет более раннего выявления недостатков и сокращения количество дней, потраченных на испытания, выполненные с ошибками.
В некоторых вариантах выполнения установка включает источник текучей среды, управление которым обеспечивает подачу текучей среды для закачивания в пробы пористой среды, при этом система управления приспособлена для управления подачей текучей среды по меньшей мере в одну из нескольких проб пористой среды с учетом данных измерений.
В некоторых вариантах выполнения данные измерений основаны на количестве нефти в текучей среде, извлеченной из пробы пористой среды, помещенной в контейнере. В некоторых вариантах выполнения контроллер приспособлен для остановки закачивания текучей среды в одну из нескольких проб в случае, когда количество нефти в текучей среде, извлеченной из одной из этих проб, меньше заданного порогового уровня. Эти и другие примеры выполнения изобретения обладают тем преимуществом, что при проведении большого количества испытаний испытания могут быть сразу же остановлены при их завершении с тем, чтобы использовать контейнер для другого испытания, что позволяет повысить производительность установки.
В некоторых вариантах выполнения в качестве выбранного порогового уровня может быть одно из: заданная концентрация; заданное процентное объемное содержание; заданное процентное содержание по массе текучей среды.
В одном варианте выполнения используется способ испытания фильтрацией на кернах (испытания керна на обводнение) для закачивания закачиваемой текучей средой в несколько проб пористой среды, при выполнении которого помещают несколько проб пористой среды в соответствующие несколько работающих под давлением емкостей, при этом пробы пористой среды содержат нефть и воду с начальным водонасыщением §Ж1, выдерживают пробы пористой среды так, что они приобретают состояние смешанного смачивания; закачивают закачиваемую текучую среду в каждую из проб пористой среды, извлекают текучую среду, вытесненную из проб пористой среды, анализируют текучие среды, вытесненные из каждой из проб пористой среды.
В некоторых вариантах выполнения в процессе анализа определяют количество нефти в текучей среде, вытесненной из одной из нескольких проб пористой среды, и на основании результатов определения управляют закачиванием текучей среды.
В некоторых вариантах выполнения при управлении закачиванием текучей среды останавливают закачивание текучей среды в случае, когда количество нефти в текучей среды, вытесненной из одной из нескольких проб, меньше заданного порогового уровня. В некоторых вариантах при выполнении способа по результатам упомянутого определения извлекают одну из нескольких проб пористой среды из работающей под давлением емкости и заменяют эту пробу из нескольких проб другой пробой, содержащей нефть и воду с исходным водонасыщением §Ж1.
В некоторых вариантах выполнения способа закачивают текучие среды в несколько проб на заданный промежуток времени, при этом по меньшей мере в две из проб закачаны текучие среды, имеющие различные свойства; заканчивают закачивание после истечения заданного промежутка времени; на основании упомянутого анализа выбирают свойства нескольких закачиваемых текучих сред; и закачивают эти несколько закачиваемых текучих сред во вторые несколько проб. В некоторых вариантах система управления упомянутой выше установки приспособлена для управления выполнением установкой этой функции. Эти и другие частные варианты выполнения изобретения обладают тем преимуществом, что на основании первоначального испытания группы текучих сред протокол испытания может быть скорректирован без вмешательства человека для определения интересующих особенностей и эффектов.
В некоторых вариантах выполнения способа сначала помещают несколько проб пористой среды, каждую, в соответствующую из нескольких работающих под давлением емкостей; насыщают водой несколько проб пористой среды; и вытесняют воду из проб для достижения заданного уровня §Ж1 водонасыщения в пробах; при этом при упомянутом размещении нескольких проб пористой среды в соответствующих работающих под давлением емкостей из нескольких работающих под давлением емкостей перемещают несколько проб с заданным уровнем водонасыщения в соответствующие несколько работающих под давлением емкостей. В некоторых вариантах выполнения при вытеснении воды для достижения заданного уровня §Ж1 водонасыщения закачивают несмачивающую фазу в упомянутые пробы или подвергают упомянутые пробы центробежной обработке с несмачивающей текучей средой. В некоторых вариантах выполнения при одновременном закачивании вводят задержку между началом, по меньшей мере, некоторых из закачиваний.
Водонасыщение/смачивание водой в настоящем описании включает смачивание/насыщение любой водной текучей средой, например минерализованной водой. Аналогичные упоминания воды следует понимать как включающие минерализованные воды, пластовые воды или любые другие водные растворы.
Описываемые здесь способ и установка могут быть использованы как часть программы исследования высокопроизводительных испытаний по оперативной проверке и классификации ряда возможных способов заводнения или увеличения нефтеотдачи для нефтеносного пласта, и их применение позволит
- 3 026873 оптимизировать закачиваемую воду для заводнения или закачиваемую текучую среду для использования для увеличения нефтеотдачи с учетом различных параметров, например химических и физических характеристик породы нефтеносного пласта, химических характеристик пластовых вод, ассоциированных с этим нефтеносным пластом, химических и физических характеристик нефти, химических и физических характеристик закачиваемой воды для использования при заводнении или химических или физических характеристик закачиваемой текучей среды, которая должна использоваться при выполнении способа увеличения нефтеотдачи.
Также раскрывается процесс параллельного выдерживания проб керна, позволяющий ускорить получение данных.
В настоящем изобретении также предложены способ и установка, позволяющие определять относительную проницаемость нескольких цилиндрических проб керна параллельно для нефти и для воды, ускоряя тем самым получение этих данных.
Приведено описание установки для одновременного закачивания текучих сред в несколько проб пористой среды, включающей несколько контейнеров для проб пористой среды, каждый из которых содержит гильзу и первую и вторую плиты, при этом первая плита имеет впускное отверстие для закачиваемой текучей среды, и вторая плита имеет выпускное отверстие для полученной текучей среды, а пробы пористой среды располагаются в процессе использования в каждом из контейнеров так, что первая плита и вторая плита каждого контейнера соприкасаются соответственно с первым и вторым концами пробы пористой среды, впускное отверстие каждой первой плиты имеет гидравлическое соединение с нагнетательной линией для закачивания текучей среды в пробу пористой среды, помещенную в контейнер, выпускное отверстие каждой второй плиты имеет гидравлическое соединение с соответствующей отводящей линией для отведения текучей среды, полученной от пробы пористой среды, помещенной в контейнер, оперативные и(или) автономные средства анализа для анализа текучих сред, закачиваемых в каждую из проб пористой среды, оперативные и(или) автономные средства анализа для анализа текучих сред, извлекаемых из каждой из проб пористой среды. Специалисту в контексте настоящего раскрытия должно быть понятно, что продолжительность описанных испытаний фильтрации на кернах обычно составляет порядка дней или десятков дней, и поэтому в строгой одновременности необходимости нет. Поэтому используемый здесь термин одновременно обычно означает, что испытания выполняются в одно время или параллельно, например одновременные испытания происходят в одно время, даже если они могут начинаться и заканчиваться в разное время.
Также описывается способ одновременного закачивания закачиваемой текучей среды в несколько проб пористой среды, при выполнении которого закачивают закачиваемую текучую среду в каждую из проб пористой среды, извлекают любую текучую среду, вытесненную из проб пористой среды, анализируют текучие среды, закачиваемые в каждую из проб пористой среды, и анализируют любые текучие среды, извлекаемые из каждой из проб пористой среды.
Также приведено описание компьютерного способа определения одного или более режимов работы установки, приспособленной для одновременного закачивания одной или более закачиваемых текучих сред в несколько проб пористой среды, при выполнении которого получают данные измерений, связанные с одной или более характеристиками одной или более закачиваемых текучих сред, и(или) одной или более характеристиками пористой среды, и(или) одной или более характеристиками одной или более текучих сред, находящихся внутри порового пространства пористой среды перед закачиванием одной или более закачиваемых текучих сред, вводят эти данные измерений в компонент компьютерной программы; выполняют компонент компьютерной программы для вырабатывания данных, характеризующих один или более результатов закачивания одной или более закачиваемых текучих сред в несколько проб, и определяют на основании выработанных данных один или более режимов работы установки.
Приводится описание определения результатов закачивания текучей среды(-ед) в несколько проб пористой среды путем вырабатывания данных, характеризующих эти результаты, например зависимостей выделения текучей среды, основанных на полученных данных измерений, выполненных перед, во время и(или) после закачивания текучей среды.
Также приведено описание компьютерного способа определения одного или более режимов работы установки, приспособленной для одновременного закачивания одной или более закачиваемых текучих сред в несколько проб пористой среды, при выполнении которого получают данные, характеризующие один или более результатов закачивания одной или более закачиваемых текучих сред в несколько проб, вводят эти данные в компонент компьютерной программы, приспособленной сравнивать упомянутые один или более результатов с требуемым результатом, выполняют компонент программы так, чтобы выработать основанные на испытаниях расчетные
- 4 026873 данные, связанные с получением заданного результата, которые характеризуют изменение одной или более характеристик одной или более закачиваемых текучих сред, и(или) одной или более характеристик пористой среды, и(или) одной или более характеристик одной или более текучих сред, находящихся в поровом пространстве пористой среды перед закачиванием одной или более закачиваемых текучих сред, и определяют с учетом основанных на испытаниях расчетных данных один или более режимов работы установки.
Также описаны способы получения подходящих алгоритмов компонента расчетной программы, учитывающего данные испытаний, для разработки дальнейших испытаний с оптимизированными характеристиками на основе сравнения известных результатов выполнения закачивания и желаемого или предпочтительного результата, например увеличения объема дополнительной нефти, извлекаемой посредством закачивания текучей среды.
Краткое описание чертежей
Ниже изобретение более подробно рассмотрено со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых на фиг. 1 схематически представлена высокопроизводительная установка в соответствии с настоящим изобретением;
на фиг. 2а и 2б схематически представлены частные варианты расположения гидравлических линий для текучей среды, используемые в установке, показанной на фиг. 1;
на фиг. 3 представлена система управления для определения одного или более режимов работы для контроллера, приспособленного для управления установкой на фиг. 1;
на фиг. 4 представлены шаги выполнения способов определения одного или более режимов работы установки, показанной на фиг. 1, с использованием аналитического программного компонента;
на фиг. 5 представлены шаги выполнения способа определения одного или более режимов работы установки, показанной на фиг. 1, с использованием программного компонента, основанного на результатах испытаний; и на фиг. 6 представлены шаги при выполнении способа определения одного или более режимов работы установки, показанной на фиг. 1, с использованием прогнозирующей модели.
Осуществление изобретения
Установка.
На фиг. 1 показана высокопроизводительная установка для одновременного выполнения испытаний на заводнение нескольких проб 1 пористой среды. На фиг. 1 показаны три пробы 1, каждая из которых помещена в соответствующий контейнер 2 с оболочкой высокого давления (кернодержатель, работающий под давлением). Количество проб и контейнеров 2 не критично. Обычно каждое испытание дублируется, а желательно проводится три раза для проверки воспроизводимости результатов. Например, используя 18 проб 1, можно провести шесть групп испытаний с трехкратным повторением.
Как правило, на первом и втором концах контейнеров 2 имеются первая и вторая плиты 3, 4. Показанные на фиг. 1 контейнеры 2 установлены вертикально с впускными отверстиями 5 и выпускными отверстиями 6 контейнеров, расположенными соответственно в первой (верхней) и второй (нижней) плитах 3, 4. Может однако быть предпочтительно, чтобы впускные отверстия 5 и выпускные отверстия 6 были расположены соответственно на второй (нижней) и первой (верхней) плитах 3, 4 так, чтобы текучие среды закачивались в пористые пробы против силы тяжести. В альтернативном варианте контейнеры 2 могут быть установлены горизонтально, и в этом случае расположение впускных отверстий 5 и выпускных отверстий 6 не имеет значения. Желательно, чтобы впускные отверстия 5 и выпускные отверстия 6 были расположены по центру плит.
Каждая отводящая линия 8 соединена с соответствующим выпускным отверстием 6 каждого контейнера 2. Предпочтительно, чтобы отводящие линии 8 имели гидравлическое соединение с сосудами 9 для сбора и хранения отводимых текучих сред, получаемых из проб 1 пористой среды. Обычно в каждой из отводящих линий 8 имеется соответствующий регулятор 10а давления, например, в форме вентиля, для регулирования давления в пробе 1 пористой среды, например регулятор обратного давления.
Между источником текучей среды, например баком 14, содержащим текучую среду, и впускным отверстием 5 каждого из контейнеров 2, включена подводящая линия 12 таким образом, что текучая среда может протекать по подводящей линии 12 через впускное отверстие 6 и отводящую линию 8 к сосуду 9 для сбора отводимой текучей среды. Установка также включает необходимые средства для управления расходом потока текучей среды по подводящей линии от источника к контейнеру.
Для анализа отводимой текучей среды, протекающей от каждой пробы 1, может использоваться один или более оперативный аналитический прибор 7. Методы анализа и приборы, подходящие для использования с установкой в соответствии с настоящим изобретением, более подробно описаны ниже. Представляется, что проба текучей среды, отводимой от каждой пробы 1, может быть направлена к аналитическому прибору(-ам) 7. В альтернативном варианте аналитический прибор(-ы) 7 может включать по меньшей мере один зонд, датчик или детектор, расположенный на отводящей линии 8, обеспечивая тем самым непосредственный анализ текучих сред, протекающих по отводящей линии 8. При необходимости в отводящей линии 8 может быть сделано отверстие с тем, чтобы зонд, датчик или детектор могли
- 5 026873 быть помещены в отводимый поток (например, датчик рН или селективный датчик ионов) либо в отводящей линии 8 может быть сделано окно, вблизи которого располагаются зонд, датчик или детектор для исследования текучих сред, протекающих по отводящей линии 8 (например, для выполнения спектроскопического анализа). Например, в случае использования инфракрасного (ИК) анализа, отводимый поток может облучаться ИК-излучением, создаваемым ИК-источником, а ИК-детектор может быть использован для обнаружения инфракрасного излучения, прошедшего сквозь поток (т. е. не поглощенного в отводимом потоке). В этом случае аналитическим прибором может быть ИК-анализатор, выполняющий Фурье-преобразование, вырабатывающий спектр пропускания или поглощения, показывающий длины волн, на которых отводимая текучая среда поглощает ИК-излучение. Соответственно в отводящей линии устанавливаются окна, прозрачные для ИК-излучения (например, сапфировое или кварцевое окно), как для ИК-источника, так и для ИК-детектора. Использование зондов или детекторов позволяет свести к минимуму количество аналитических приборов для операции обнаружения, например один ИКаналитический прибор может быть использован для получения ИК-спектра по данным, выдаваемым детекторами, расположенными на двух или более отводящих линиях 8.
Аналогично, один или более оперативных аналитических приборов 11 также могут быть использованы для анализа текучих сред, протекающих по подводящим линиям 12. Представляется, что проба текучей среды, подаваемой к каждой пробе 1, может быть направлена к аналитическому прибору(-ам). В альтернативном варианте аналитический прибор(-ы) может включать по меньшей мере один зонд, датчик или детектор, расположенные на подводящих линиях 12, обеспечивая непосредственный анализ текучих сред, протекающих по подводящим линиям 12, с использованием методики, описанной выше, применительно к отводящим линиям 8.
В подводящих линиях 12 и отводящих линиях 8 могут быть установлены многоходовые вентили 10Ь, которые могут быть при необходимости открыты и закрыты, обеспечивая прохождение проб текучей среды к аналитическим приборам 11 и 7 по пробоотборным линиям 12д и 8а соответственно. Отбор проб текучих сред может производиться периодически так, что пробы из подводящих линий 12 и из отводящих линий 8 по очереди проходят в аналитические приборы 11 и 7 соответственно. Для подачи текучих сред от источника 14 к подводящим линиям 12 могут быть использованы гидравлические насосы 10с.
Установка, показанная на фиг. 1, оснащена обводными линиями 13, проходящими между подводящими линиями 12 и отводящими линиями 8. Каждый из контейнеров 2 (содержащий пробы 1 пористой среды) может быть перекрыт посредством многоходовых вентилей 10Ь, установленных в подводящих линиях 12 и отводящих линиях 8, обеспечивая тем самым промывку подводящих линий 12 и отводящих линий 8 через обводные линии 13 (при переходе от одной текучей среды к другой). При необходимости многоходовые вентили 10Ь могут быть заменены вентилями, специально предназначенными для линий 12д и 8а отбора проб, и вентилями, специально предназначенными для перекрытия контейнеров 2 и отведения текучих сред в обводные линии 13. Перекрытие контейнеров 2 также позволяет извлечь каждый контейнер 2 из установки для анализа соответствующей пробы пористой среды, например в ЯМРспектроскопе. Таким образом, конструкция контейнеров 2 может обеспечивать их простое извлечение из высокопроизводительной установки, например, путем защелкивающихся или быстросъемных фиксаторов либо компрессионных фитингов (не показаны).
При желании в отводящих линиях 8 могут быть установлены дополнительные вентили с тем, чтобы при прокачке текучих сред через подводящие и отводящие линии 12, 8 по обводным линиям 13 текучие среды могли быть направлены в сосуд для сбора отходов (не показан).
С тем, чтобы избежать излишней сложности, для каждой группы контейнеров (используемых для двух- или трехкратного повторения испытаний) желательно подводить одинаковые текучие среды к каждой из проб 1, находящихся в контейнерах, и при изменении подводимых текучих сред делать это одновременно.
Аналитические приборы 7, 11, регуляторы 10а обратного давления, вентили 10Ь управления потоком и насосы 10с подсоединяются к системе 200 управления и контроллеру 223 установки, как это описано далее применительно к фиг. 3.
Предпочтительно, чтобы контейнеры 2 имели цилиндрическую форму, для помещения в них цилиндрических проб 1 пористой среды. Желательно, чтобы впускные отверстия 5 и выпускные отверстия 6 первой и второй концевых плит 3, 4 были расположены в основном по центру для обеспечения равномерного закачивания текучей среды в пробы 1 пористой среды.
Контейнеры 2 высокого давления могут быть выполнены, например, из нержавеющей стали, пластического материала, например тефлона (Тейои™), полиэфирэфиркетонных полимеров (ПЭЭК) или углеволокна. При необходимости периодического проведения анализа проб пористой среды методами ЯМР-спектроскопии контейнеры 2 для проб должны выполняться из неметаллических материалов, например пластмассы или углеволокна.
Как правило, каждая из проб 1 пористой среды имеет резиновую гильзу (не показана), открытую с каждого конца. С каждого конца резиновой гильзы могут быть сформированы уплотнительные кольца (не показаны) для создания непроницаемого для текучей среды уплотнения в контейнере 2 высокого
- 6 026873 давления с тем, чтобы между наружной поверхностью резиновой гильзы и внутренней поверхностью контейнера 2 высокого давления образовалось непроницаемое для текучей среды кольцевое пространство. Как правило, каждый контейнер 2 имеет впускное и выпускное отверстия (не показаны) для подаваемой под давлением текучей среды с тем, чтобы текучая среда под давлением могла быть впущена в кольцевое пространство и благодаря этому воздействовать пластовым давлением на пробу 1 пористой среды. Обычно пластовое давление составляет от 350 до 5000 фунтов/кв. дюйм, например примерно 400 фунтов/кв. дюйм.
Количество проб 1 пористой и проницаемой среды, которые могут быть испытаны одновременно (параллельно) с использованием высокопроизводительной установки в соответствии с настоящим изобретением, зависит от количества контейнеров 2. Обычно установка может содержать от 6 до 100, желательно от 12 до 75, например от 12 до 32 контейнеров.
Пробы 1 пористой среды должны быть проницаемы для текучих сред, которые закачиваются в эти пробы 1. Обычно пробы 1 пористой среды могут представлять собой цилиндрические образцы, взятые от одной или более проб керна, извлеченных из исследуемого продуктивного пласта или обнаженной породы, имеющей физические и химические характеристики, аналогичные характеристикам породы исследуемого нефтеносного пласта. Обычно пробы керна могут быть взяты из песчаника или карбонатного пласта (или обнажения песчаника или карбонатного пласта).
Когда несколько цилиндрических образцов керна должны подвергаться сравнению с использованием высокопроизводительной установки и способа, предложенных в настоящем изобретении, желательно, чтобы они вырезались в непосредственной близости от проб керна и имели поэтому близкие свойства породы (химические и физические характеристики). Такие цилиндрические образцы керна называются родственными образцами. Установка и способ, предложенные в настоящем изобретении, могут быть однако также использованы для сравнения цилиндрических образцов керна из проб керна, взятых из различных участков нефтеносного пласта для определения возможного влияния различий в характеристиках породы в разных местах пласта на заводнение или реализацию методов увеличения нефтеотдачи.
В альтернативном варианте или дополнительно пробы пористой среды могут содержать песчаные пробки, предпочтительно образовавшиеся из вынесенного из скважины песка; сгустки из частиц ионнообменных смол (либо катионных, либо анионных обменных смол), предназначенных для имитации ионного обмена между закачиваемыми текучими средами (в частности, закачиваемой водой) и поверхностью породы в масштабе нефтеносного пласта; сгустки частиц гидрофильных или гидрофобных смол (предназначенных для имитации гидрофильной или гидрофобной поверхности породы); искусственную породу (например, кремнезем); цеолиты или керамические материалы. С песком перед формированием песчаной пробки могут быть смешаны глины (например, каолинитовые, смектитовые, пирофиллитовые, иллитовые, хлоритовые или глауконитовые глины). Глины также могут быть нанесены на песчаные пробки или на пробы искусственной породы. Например, сцементированный кварц может быть скреплен с кальцитом и глинами и нанесен на поверхность искусственной породы.
Размер проб 1 пористой среды зависит от порога обнаружения нефти. Если порог обнаружения нефти в воде очень низок, тогда размер пробы 1 может быть очень мал. В настоящее время порог обнаружения нефти в воде составляет 0,1 мл нефти на 10 мл воды. Если требуется обнаружить 1% увеличение в извлечении нефти, достаточно, чтобы проба имела минимальный доступный для нефти объем пор, равный 10 мл. Однако для быстрой проверки может быть приемлемым минимальный порог обнаружения, соответствующий 5% увеличению извлекаемой нефти (нарастающая нефтеотдача). Обычно пробы 1 пористой среды имеют цилиндрическую форму с предпочтительным диаметром в интервале от 1 до 3 дюймов, более желательно от 1 до 2 дюймов, например от 1 до 1,5 дюймов, а длину в интервале от 1 до 6 дюймов. Для каждой группы испытаний пробы 1 пористой среды имеют в целом одинаковую форму.
Предпочтительно пробы 1 пористой среды вставляются в каждый из нескольких контейнеров 2 высокопроизводительной установки. Возможно, однако, что один или более контейнеров 2 не работает, например, находится на обслуживании. Как было показано выше, контейнеры 2 могут устанавливаться в установке либо горизонтально, либо вертикально, при этом текучие среды протекают через пробы либо в горизонтальном направлении, либо в вертикальном направлении. Желательно, чтобы водные текучие среды (например, пластовая вода, закачиваемая вода) протекали в вертикальном направлении, от нижнего конца к верхнему концу каждой пробы 1. При закачивании нефти желательно, чтобы поток нефти в вертикальном направлении проходил от нижнего к верхнему концу каждой пробы (в этом случае нефть может закачиваться в каждую пробу через выпускное отверстие контейнера 2).
Обычно текучие среды, содержащиеся в поровом пространстве пористой среды (например, пластовая вода или нефть) в каждой из параллельной групп испытаний одни и те же, однако закачиваемые текучие среды могут быть разными. Представляется однако, что закачиваемая текучая среда, используемая в каждом испытании, может быть одной и той же, и что одна или более проб 1 пористой среды, нефть или пластовая вода могут изменяться.
Представление на чертежах в виде дисковых элементов является схематичным. Как должно быть понятно специалисту, в контексте настоящего изобретения плиты не должны иметь какую-то конкретную форму и не должны обязательно быть в форме пластин. Функция плит состоит в том, чтобы заклю- 7 026873 чить испытательную пробу в работающую под давлением емкость и при необходимости дать возможность текучим средам войти в емкость и выйти из нее, и также приложить давление к пробе. В предпочтительных частных вариантах роль одной или обеих плит могут выполнять поршни. Две плиты не обязательно должны быть одинаковыми.
На фиг. 2а представлен подробный пример использования гидравлических линий и коллекторов в установке, показанной на фиг. 1. В примере на фиг. 2а показаны две группы по три контейнера 2. Установка однако может иметь дополнительные группы контейнеров, например от четырех до десяти дополнительных групп по три контейнера. Для простоты плиты 3, 4, впускное отверстие 5 и выпускное отверстие 6 для каждого контейнера не показаны.
С тем, чтобы избежать возможного загрязнения текучих сред, желательно, чтобы для каждой текучей среды использовался специально предназначенный бак 14а, 14Ь, 14с. При отсутствии специально предназначенных баков необходимо тщательно промывать баки перед сменой текучих сред.
Главная подводящая линия 12а для нефти соединяет источник 14а нефти с главным коллектором 15. Специально предназначенные подводящие линии 126 для нефти (по одной на контейнер 2) проходят через обводные коллекторы 16 к входным коллекторам 17 для каждого из контейнеров 2. Аналогично, главная подводящая линия 12Ь для пластовых вод соединяет источник 14Ь пластовых вод с главным коллектором 15, а специально предназначенные подводящие линии 12е для пластовой воды (по одной на контейнер 2) проходят через обводные коллекторы 16 к входным коллекторам 17 для каждого из контейнеров 2.
В примере, показанном на фиг. 2а, могут использоваться несколько источников 14с закачиваемых текучих сред (показано два), гидравлически связанных с коллектором 18 закачиваемой текучей среды, который обеспечивает гидравлическую связь между одним из источников 14с закачиваемой текучей среды и главным коллектором 15 по главной подводящей линии 12с для закачиваемой текучей среды. Например, когда необходимо выполнить заводнение нескольких пористых проб 1 в третичном режиме, в первом источнике 14с текучей среды может храниться искусственная морская вода или искусственная вода пониженной солености, а исследуемая закачиваемая текучая среда (например, закачиваемая вода) может храниться во втором источнике 14с текучей среды. Специально предназначенные подводящие линии 12Г для закачиваемой воды (по одной на контейнер 2) проходят через обводные коллекторы 16 во входные коллекторы 17 для каждого из контейнеров 2. Как правило, входные коллекторы 17 расположены на первой плите 3 каждого контейнера 2.
В гидравлических линиях могут быть установлены гидравлические насосы (не показаны). В гидравлических линиях и(или) на обводных коллекторах 16 и входных коллекторах 17 могут также быть установлены вентили (не показаны) для коммутации потоков текучих сред.
Входные коллекторы 17 позволяют подавать различные текучие среды в заранее определенной последовательности (которой можно управлять посредством программного компонента планирования испытаний высокопроизводительной установки) во впускное отверстие 5 первой плиты 3 контейнера 2. Обводные линии 13 включены так, что главные подводящие линии 12а, 12Ь, 12с и специально предназначенные подводящие линии 126, 12е, 12Г могут быть промыты при подключении непосредственно к отводящей линии 8, когда подводящие линии должны переключаться на другие текучие среды.
Вентили в главных подводящих линиях 12а-с могут быть открыты или закрыты для пропускания нужных текучих сред в главный коллектор 15, в соответствующие специально предназначенные подводящие линии 126-Г, во входные коллекторы 17 и в пробы 1. В предпочтительном варианте (рассмотрено ниже, система управления высокопроизводительной установки обеспечивает нужную последовательность открывания и закрывания вентилей. В случае испытаний с нестационарным заводнением система управления обеспечивает закачивание отдельных текучих сред во входной коллектор 17 в нужной последовательности. При испытаниях со стационарным заводнением (например, стационарных испытаниях проницаемости) в пробы 1 может закачиваться смесь нефти и воды. Система управления обеспечивает одновременное закачивание в пробы 1 смеси нефти и воды в требуемом соотношении (посредством управления как правильной последовательностью открывания и закрывания вентилей, так и регулировкой расхода нефти и воды).
Можно представить себе и другие схемы подачи текучих сред в каждый из контейнеров 2. Пример альтернативной системы представлен на фиг. 2б, где вентили (не показаны) в подводящих линиях 12а, 12Ь и 12с могут быть открыты или закрыты для пропускания нужных текучих сред в главный коллектор 15 и в одиночную специально предназначенную подводящую линию 12 для каждого контейнера 2. Каждая из одиночных специально предназначенных подводящих линий 12 имеет обводную линию 13, позволяющую выполнять промывку основного коллектора и специально предназначенной подводящей линии 12, чтобы не допустить загрязнения проб 1.
Вне зависимости от схемы подачи текучих сред к каждому из контейнеров 2 пробы 1 пористой среды обычно нагреваются до заданной испытательной температуры, например до температуры исследуемого нефтеносного пласта. Нагревание проб 1 до заданной температуры может быть выполнено посредством помещения каждого контейнера 1 (содержащего пробу 1 пористой среды) в специально предназначенную для него печь. В альтернативном варианте каждый из контейнеров может быть оснащен спе- 8 026873 циально предназначенной тепловой рубашкой. Эти конструкции обеспечивают индивидуальную регулировку температуры проб 1. Если необходимо нагреть закачиваемую текучую среду до требуемой испытательной температуры до ее закачивания в пробы 1 пористой среды, также желательно нагреть и подводящую линию 12 (или специально предназначенные линии 12й, 12е, 12£). Например, концевая часть подводящей линии 12 может быть помещена в печь или концевая часть подводящей линии 12 может иметь тепловую рубашку. При желании, некоторые или все из контейнеров могут быть помещены в одной печи. Например, группа контейнеров 2 (и их пористые пробы), которые должны использоваться для испытаний с двукратным или с трехкратным повторением, могут быть нагреты до требуемой испытательной температуры помещением группы контейнеров 2 в одной печи.
Когда пробы 1 пористой среды представляют собой пробы керна, одновременные испытания на фильтрацию на керне (керна на обводнение) могут быть выполнены при помещении проб 1 в условия, полностью соответствующие условиям нефтеносного пласта, т. е. давлению и температуре нефтяного пласта, из которого были извлечены пробы керна. При желании, однако, испытания на фильтрацию на керне могут быть проведены при температуре пласта, но при более подходящем для лабораторных условий давлении. Типичные температуры нефтеносных пластов составляют от 20 до 150°С, например от 40 до 90°С. Подходящие для лабораторных условий давления на керне составляют от 4 до 50 бар абс., предпочтительно от 10 до 20 бар абс., например примерно 15 бар абс. Керны, однако, должны поддерживаться под достаточно высоком давлении для предотвращения выделения растворенного газа (растворенный газ образует в керне самостоятельную газовую фазу), в частности, при использовании сырой нефти, содержащей газообразные пластовые флюиды.
В тех случаях, когда изучение механизма проводится с использованием песчаных пробок, искусственной породы, уплотнений из смол, цеолитов или керамических материалов, пробы пористой среды могут поддерживаться при температуре в интервале от 20 до 90°С и подходящем для лаборатории давлении (например, при лабораторном давлении описанных выше испытаний фильтрации на кернах).
Анализ проб пористой среды и текучих сред.
Предпочтительно высокопроизводительная установка оснащена средствами для анализа проб текучих сред, закачиваемых в пористые пробы, для определения одной или более химических или физических характеристик этих текучих сред. Данные текучие среды включают растворители для химической очистки, пластовую воду, нефть и исследуемые текучие среды (т. е. закачиваемые воды, используемые в одновременных испытаниях фильтрации на кернах, или закачиваемые текучие среды, используемые в одновременных испытаниях способов увеличения нефтеотдачи). Химические и физические характеристики этих текучих сред могут определяться автономно вне процесса испытаний (в режиме офлайн) либо в режиме оперативного анализа в процессе испытаний (онлайн). При выполнении офлайн анализа пробы текучих сред отбираются для последующего анализа. Предпочтительно установка также оснащена средствами анализа проб текучих сред, извлекаемых из пористой среды (обычно, нефть и минерализованная вода), для определения одного или более химических или физических свойств попутных текучих сред.
Установка может быть также оснащена средствами для анализа проб 1 пористой среды (например, проб керна) на химические и физические характеристики.
Для определения состава текучих сред, закачиваемых в пробы пористой среды, и текучих сред, извлекаемых из проб 1 пористой среды, могут быть использованы одна или более систем анализа или приборов для получения данных, относящихся к химическим и(или) физическим характеристикам закачиваемых текучих сред и извлекаемых текучих сред. Хотя возможно использование ручных или полуавтоматических систем химического анализа, предпочтительно использование автоматизированной системы, описываемой ниже применительно к фиг. 3, используемой для управления и анализа данных, получаемых при использовании аналитической системы(-ем) или прибора(-ов). Аналитическая система(-мы) или прибор(-ры) обычно включают датчик, зонд или детектор. Для применения спектроскопических методов аналитическая система(-мы) или прибор(-ры) также включают источник электромагнитного излучения (например, ультрафиолетового, видимого или инфракрасного излучения).
Предпочтительно точки отбора проб выбираются непосредственно на входе и непосредственно на выходе контейнеров 2. Могут использоваться как онлайн, так и офлайн аналитические методы. Для проведения анализа в процессе испытания (онлайн) датчик, зонд или детектор аналитического прибора 7, 11 могут быть помещены непосредственно на трубопроводах высокопроизводительной установки в каждой из точек отбора проб, например непосредственно перед впускными отверстиями 5 или после выпускных отверстий 6 контейнеров 2. Как было показано выше, датчик, зонд или детектор могут быть расположены в потоке текучей среды или вблизи окна в трубопроводе так, чтобы датчик, зонд или детектор могли получать анализируемые данные, относящиеся к текучим средам, протекающим в трубопроводах. В альтернативном варианте возможна автоматизация работы высокопроизводительной установки так, что по меньшей мере часть потока текучей среды, протекающего к каждому из контейнеров 2, или по меньшей мере часть получаемых текучих сред, или фильтрата, извлекаемых из каждого из контейнеров 2, поочередно ответвляется в аналитический прибор 7, 11 с тем, чтобы аналитический прибор 7 поочередно проводил анализ текучих сред, подводимых к каждой из проб пористой среды, и(или) аналитический прибор 7 поочередно проводил анализ получаемых текучих сред, или фильтрата, извлекаемых из каждой из проб
- 9 026873 пористой среды. Например, выборочное переключение отводимых текучих сред от одной из отводящих линий 8 к аналитическому прибору 7 по пробоотборной линии 8а может выполняться переключающим вентилем. Аналогично, переключающий вентиль может выборочно переключать закачиваемые текучие среды от одной из подводящих линий 12 к аналитическому прибору 11 по пробоотборным линиям 12д. Для анализа различных характеристик текучих сред может использоваться несколько различных онлайн аналитических приборов. Для автономного анализа, проводимого вне процесса, высокопроизводительная установка может быть автоматизирована для извлечения проб текучей среды с регулярными интервалами через пробоотборные выходы для офлайн анализа.
Методы анализа для использования с высокопроизводительной установкой, предложенные в настоящем изобретении, включают хроматографию и спектроскопию. Подходящие методы хроматографии включают газовую хроматографию (ГХ), жидкостную хроматографию высокого давления или ионную хроматографию, используемую для обнаружения анионов или катионов. Подходящие методы спектроскопии включают масс-спектроскопию (МС), например атомно-эмиссионную спектроскопию, атомноабсорбционную спектроскопию, масс-спектроскопию с Фурье-преобразованием, масс-спектрометрию ионного циклотронного резонанса с Фурье-преобразованием и газовую хроматографию-массспектроскопию; инфракрасную (ИК) спектроскопию; спектроскопию ближнего ИК; спектроскопию комбинационного рассеяния (КР); ультрафиолетовую (УФ) спектроскопию; и спектроскопию ультрафиолетового видимого света, включая использование флюоресцентных маркеров или хромофоров, взаимодействующих с химическими компонентами, подлежащими обнаружению, с излучением сигнала в УФ или видимом диапазонах электромагнитного спектра, например, существуют ионофоры, реагирующие с определенными катионами или анионами, обеспечивая обнаружение этих катионов или анионов, с использованием флюоресценции или изменения цвета; спектроскопию ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) и спектроскопию электронного спинового резонанса (ЭСР). Другие методы включают селективные ионные зонды, которые могут быть использованы для определения полного содержания растворенных твердых веществ в пробах воды или воде, протекающей по гидравлической линии, индуктивно связанную плазму (ИСП) для обнаружения ионов металла; зонды рН, датчики, определяющие электрические свойства, например импеданс, сопротивление, диэлектрическую проницаемость и др., и нефелометрию для определения содержания нефти в попутных водах. Методы нефелометрии включают измерение помутнения пробы жидкости посредством анализа света, рассеянного в этой пробе жидкости. Многие из упомянутых методов могут быть использованы онлайн, например упомянутые выше методы хроматографии и спектроскопии, газовая хроматография, жидкостная хроматография высокого давления, ионная хроматография, ИК-спектроскопия, спектроскопия ближнего ИК, спектроскопия комбинационного рассеяния, УФспектроскопия и спектроскопия УФ и видимого диапазона и нефелометрия. Однако методы массспектроскопии требуют взятия проб текучих сред, обычно нефти, для проведения офлайн анализа, в то время как ЯМР-анализ проб пористой среды 1 потребует периодического извлечения контейнеров 2 из высокопроизводительной установки и помещения их в ЯМР-спектрометр.
Переменные испытаний.
Высокопроизводительная установка позволяет исследовать одну или более из следующих переменных:
пористые среды различного типа, состав грунтовых вод, состав нефти, тип и состав закачиваемой текучей среды (например, состав закачиваемой воды), температуру (например, температуру нефтеносного пласта), давление (перепад давлений на пористых пробах и абсолютное давление внутри порового пространства пористых проб), временную зависимость состава попутных текучих сред (например, состава попутных вод или состава добываемой нефти), временную зависимость количества добываемой нефти и(или) общего количества добытой нефти, соотношения газ/нефть и(или) состав газа в случае фильтрации на кернах при условиях нефтеносного пласта с использованием нефти с растворенным газом.
Проба 1 пористой среды может представлять собой цилиндрические образцы керна, взятые из проб нефтегазоносной породы продуктивного пласта, включающие цилиндрические образцы керна песчаника и карбонатной породы; цилиндрические образцы обнаженной породы; песчаные пробки, включая песчаные пробки, сформированные из попутного песка; пробки из смол, искусственной породы, керамических материалов или цеолитов.
Как более подробно показано ниже, для испытаний на заводнение или увеличение нефтеотдачи пробы пористой среды обычно закачиваются пластовой водой и затем нефтью, после чего, желательно, подвергаются выдержке.
Пластовая вода, закачиваемая в пробы пористой среды, обычно представляет собой реликтовую воду (вода, исходно находившаяся в нефтеносном пласте). Однако если резервуар был подвергнут заводнению, пластовая вода может иметь состав воды, находящейся в исследуемом нефтеносном пласте (смесь
- 10 026873 реликтовой воды и ранее закачанной воды).
Нефть, закачиваемая в пробы 1 пористой среды, может представлять собой товарную нефть, взятую из исследуемого нефтеносного пласта, или нефть с растворенным газом (товарная нефть, рекомбинированная с газом, обычно синтетическим газом, характерным для газа, выделяемого из нефти на производственном оборудовании). Также могут быть использованы синтетические масла. Например, органический растворитель, содержащий один или более компонентов, обычно встречающихся в сырой нефти, например, ароматические соединения, алифатические соединения, кислоты, основания или асфальтены. Использование синтетических масел позволяет исследовать механизмы, посредством которых различные компоненты сырой нефти скрепляются с поверхностью породы, а также механизмы вытеснения этих компонентов сырой нефти с поверхности породы (или с поверхности аналогичного материала, например, ионообменной смолы). Например, могут исследоваться взаимодействия между компонентами сырой нефти и добавок, содержащихся в закачиваемой текучей среде. Обычно основные органические растворители для синтетического масла выбираются из алифатических углеводородов с содержанием углерода от С5 до С2о, например пентана, гексана, гептана, октана, нонана, декана, удекана, додекана и их смесей. В альтернативном варианте может быть использовано алифатическое основное масло, при условии, что это основное масло не содержит ароматических углеводородов. Примером подходящего алифатического основного масла является деполяризованный керосин.
Закачиваемые текучие среды, которые могут быть подвергнуты испытанию, включают основные насыщенные минеральные растворы с различным общим содержанием растворенного твердого вещества (ΤΌδ) (соленость). Например, могут быть испытаны минеральные растворы, имеющие ΤΌδ в интервале от 100 до 200 000 ррт (мг/л). Другие закачиваемые текучие среды, которые могут быть испытаны, включают пар и газы. Газы, в частности, могут представлять собой смешивающиеся газы, например СО2, газы-углеводороды (например, метан, этан или пропаны) или их смеси. В альтернативном варианте газами могут служить Ν2 или воздух.
В случае закачивания смешивающегося СО2 температура и давление СО2 должны выбираться так, чтобы СО2 находился в сверхкритическом состоянии. Закачиваемый сверхкритический СО2 будет смешиваться с нефтью, присутствующей в твердой среде, тем самым снижая вязкость нефти и позволяя удалять из пробы 1 больше нефти. Благодаря способности СО2 смешиваться с нефтью может оказаться необходимым снизить давление фильтрата, удалить газообразный СО2 перед определением количества полученной нефти. Получают данные измерений, показывающие, например, абсолютное и дифференциальное давление, объем извлекаемой текучей следы и состав извлекаемой текучей среды. В таких испытаниях фильтрации на кернах с СО2 обычно используют относительно малые объемы текучей среды, и некоторые пробы полученной текучей среды могут иметь объем менее 0,2 см3. Испытания с использованием смешивающихся компонентов могут проводиться в широком диапазоне температур и давлений, но обычно температура составляет примерно 120°С (~400К), а давление обычно составляет примерно 300 бар. В одном примере испытаний фильтрации на кернах с СО2 полученную текучую среду доводят до температуры и давления нефтеносного пласта. Затем давление и температуру полученной текучей среды резко изменяют (снижают) до атмосферного уровня посредством регулирующего вентиля. После этого части проб отбираются для анализа состава в аналитическом блоке 211 системы 200 управления. Измеряется масса каждой части, и с учетом плотности исходной сырой нефти с растворенным газом и коэффициента объемной пористости породы может быть определена объемная доля нефти в условиях нефтеносного пласта.
Подходящие добавки в закачиваемую текучую среду, в частности в закачиваемую воду, включают катионы, анионы, полимеры, поверхностно-активные вещества, щелочные металлы, кислоты, микробы, коллоиды, частицы глины, наночастицы, частицы микрогеля, частицы полимера и их смеси.
Испытания добавок могут быть выполнены в широком диапазоне концентраций для определения оптимальных концентраций, например концентраций в интервале от 5 до 20000 ррт.
В закачиваемую текучую среду могут быть включены две или более добавки для исследования синергического взаимодействия между ними.
Разрушение породы в цилиндрических образцах керна, которое может произойти при пропускании закачиваемой текучей среды сквозь цилиндрические образцы керна, может быть измерено на основании мониторинга изменений перепада давления на цилиндрических образцах керна. Как правило, повышение перепада давления служит показателем разрушения породы, при этом степень разрушения связана с отношением исходного перепада давления на цилиндрическом образце керна к окончательному перепаду давления на нем (для одной и той же вязкости текучей среды). Также может быть необходимо следить за вязкостью текучей среды, закачиваемой в керн для внесения корректировок, учитывающих изменения перепада давления вследствие различных вязкостей разных закачиваемых текучих сред.
Способ.
В настоящем описании также приведен способ одновременного закачивания закачиваемой текучей среды в несколько проб пористой среды, когда пористая среда насыщается нефтью при неснижаемом водонасыщении §Ж1, при выполнении которого выдерживают пробы пористой среды так, что они насыщаются нефтью при §Ж1, переходя в состоя- 11 026873 ние смешанного смачивания, закачивают закачиваемую текучую среду в каждую из проб пористой среды, извлекают любую текучую среду, вытесненную из проб пористой среды, анализируют текучие среды, закачанные в каждую из проб пористой среды, и анализируют любые текучие среды, извлеченные из каждой из проб пористой среды.
Также приведено описание способа, в котором пробы 1 пористой среды в целом аналогичны, например, по своим минеральным компонентам, плотности, пористости и физическим размерам, и могут быть идентичными. Аналогично, пластовые воды и нефть, которые используются для приведения каждой из проб 1 пористой среды в состояние неснижаемого водонасыщения, являются в целом аналогичными или одинаковыми. В альтернативном варианте или дополнительно закачиваемые текучие среды, используемые в каждом из одновременных испытаний, могут быть в целом аналогичны или идентичны, и одна или более из других переменных могут быть изменяемыми/управляемыми, например состав нефти, состав пластовой воды или тип пористой среды.
Одновременные испытания могут быть проведены во вторичном режиме путем закачивания различных испытательных закачиваемых текучих сред в пробы 1 пористой среды. В альтернативном варианте базисная закачиваемая текучая среда, например искусственная минерализованная вода, закачивается в каждую из проб 1 для приведения проб 1 в первое состояние остаточной нефтенасыщенности, 8ог1. Затем различные испытательные закачиваемые текучие среды закачиваются в пробы 1 пористой среды в третичном режиме. Если в третичном режиме не извлекается дополнительной нефти, пробы 1 остаются в первом состоянии остаточной нефтенасыщенности. Если из пробы 1 извлекается дополнительная нефть, пробы 1 находятся во втором состоянии пониженной остаточной нефтенасыщенности 8ог2. Предпочтительно при выполнении способа в соответствии с настоящим изобретением определяют первую и вторую остаточные нефтенасыщенности (описано далее). Предпочтительно каждое одновременное испытание повторяется два или три раза с закачиванием различной испытательной закачиваемой текучей среды соответственно либо в две, либо в три из проб 1 пористой среды.
Программное обеспечение системы управления.
В целом, автоматизированная система содержит систему 200 управления, включающую различные программируемые программные компоненты или инструменты. Как показано на фиг. 3, имеются аналитический компонент 211 и компонент 213 планирования испытаний, а также другие программные компоненты в форме компонента 215 сбора данных, компонента 217 прогнозирующей модели и оптимизирующего компонента 219, которые будут описаны ниже. Система 200 управления включает обычную операционную систему 221 и компоненты хранения данных, например системную шину, соединяющую центральный процессор (ЦП) 205, жесткий диск 203, оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) 201, устройства ввода/вывода и сетевые адаптеры 207, обеспечивающие соединение с устройствами ввода/вывода потребителя и с другими устройствами, например, аналитическими приборами и(или) контроллером 223 установки, который, как это показано ниже, может быть включен в сеть N1. ОЗУ 201 содержит программу 221 операционной системы, которая управляет, известным образом, работой низкого уровня системы 200 обработки. Кроме того, при управлении закачиванием текучей среды в пробы 1 и(или) проведении анализа посредством контроллера 223 установки, операционная система 221 загружает в ОЗУ 201 программные компоненты 211, 213, 215, 217 и 219. Конфигурация каждого программного компонента 211, 213, 215, 217, 219 может определяться данными измерений и(или) заранее заданными данными, которые могут храниться в базах ΌΒ1, ΌΒ2 данных или других запоминающих компонентах, функционально связанных или соединенных с системой 200 обработки.
Как показано ниже, желательно, чтобы пористые пробы (в частности, цилиндрические пробы керна) были очищены перед насыщением нефтью в состоянии неснижаемого водонасыщения. Затем пористые пробы выдерживаются в соответствии с протоколом выдерживания. Далее выполняются одна или более групп испытаний по заводнению путем закачивания закачиваемой текучей среды в пробы 1. Измерения характеристик текучих сред и пористой среды, необходимые для дальнейшего анализа системой 200 управления, могут быть проведены предварительно, во время и(или) после каждой из упомянутых стадий очистки, насыщения, выдерживания и закачивания, и на каждой стадии пользователь или оператор установки или системы 200 управления может при желании проверить данные измерений и вручную дать команду установке и(или) системе 200 управления перейти к следующей стадии.
На фиг. 4 представлены шаги, выполняемые для анализа данных измерений, получаемых системой 200 управления от аналитических приборов 7, 11 и(или) от другого оборудования получения данных. Данные измерений могут содержать измеренные значения определенных величин, полученные непосредственным измерением нужным образом размещенными аналитическими приборами 7, 11. На шаге 8401 данные измерений принимаются системой 200 управления, желательно компонентом 215 сбора данных. Компонент 215 сбора данных может быть приспособлен для обработки полученных исходных данных измерений, для получения соотношений величин характеристик или величин, полученных в ряде различных измерений характеристик, в соответствии с известными методиками. При этом исходно измеренные характеристики могут быть при необходимости или желании подвергнуты преобразованию компонентом 215 сбора данных либо в другом варианте аналитическим компонентом 211 для вырабатыва- 12 026873 ния данных измерений, пригодных для ввода, на шаге 8402, в один или более алгоритм вычислений аналитического компонента 211. Такое преобразование может сводиться просто к преобразованию единиц измерения или вырабатыванию требуемого соотношения измеряемых величин.
На шаге 8403 аналитический компонент 211 выполняет действия в соответствии с заранее установленными правилами, например, в форме различных алгоритмов (которые предпочтительно хранятся в базе ΌΒ1 данных и могут быть извлечены оттуда при необходимости и автоматически выполнены в соответствии с параметрами полученных данных). Аналитический компонент 211 приспособлен для анализа состава различных текучих сред и материалов, используемых в испытаниях, например данных, свидетельствующих о химических характеристиках закачиваемой среды, которая должна использоваться для одновременных испытаний, и также приспособлен для анализа результатов испытаний, полученных компонентом 215 сбора данных системы 200 управления. В частности, аналитический компонент 211 запрограммирован в соответствии с правилами, например протоколами очистки проб пористой среды (рассмотрены ниже), протоколами выдерживания сред (рассмотрены ниже) и протоколами анализа закачиваемых текучих сред и получаемых сред, так, чтобы выдавать данные, например зависимость количества извлекаемой текучей среды и параметры состава текучей среды, как будет описано применительно к шагу 8404.
На шаге 8404 аналитический компонент 211 вырабатывает на выходе данные анализа, которые свидетельствуют о воздействии закачивания текучей среды по данным измерений. Данные анализа могут включать зависимость количества извлекаемой текучей среды для каждой пробы 1 (или единую зависимость извлекаемого количества, объединяющую выходные данные, полученные от аналогичных проб); такие зависимости извлекаемого количества текучих сред показывают изменения во времени в составе и(или) количестве получаемой (извлекаемой) нефти и(или) составе получаемой воды. Аналитический компонент 211 может определять, например, когда из проб перестает выделяться нефть; и когда состав получаемой закачиваемой текучей среды (например, получаемой воды), вытекающей из проб, становится в целом одинаковым с составом закачиваемой текучей среды. Аналитическим компонентом 211 также может быть определено количество добавочной нефти, извлеченной из проб, с учетом конкретной совокупности параметров испытаний.
Аналитический компонент 211 может определить, насколько чисты пористые пробы, посредством определения соответствия состава очищающих растворителей, извлеченных из проб, составу растворителей, закачанных в пробы, в частности, путем обнаружения момента, когда в извлеченном из проб растворителе больше нет компонентов нефти. Кроме того, аналитический компонент может определить, когда пористые пробы насыщенны минерализованной водой до 100% водонасыщения, 8„=1, когда пробы находятся в состоянии неснижаемого водонасыщения 8Ж1 минерализованной водой и когда пробы насыщены нефтью при 8Ж1 и начальной нефтенасыщенности 8О1. Например, при закачивании минерализованной воды в качестве закачиваемой текучей среды пробы 1 определяются в состоянии 8Ж1, когда аналитическими приборами 7 в отводящих линиях 8 обнаруживается наличие минерализованной воды в количестве выше пороговой величины. Аналитический компонент 211 может также определять, когда заканчивается выдерживание пористых проб (рассмотрено ниже), например, на основании анализа данных ЯМР, периодически получаемых от каждой из пористых проб. Аналитический компонент 211 может выполнить интерполяцию данных измерений с использованием графической интерполяции между определенными величинами параметров или интервалов, хранящихся в справочной таблице, к которой может обратиться аналитический компонент 211.
После выполнения аналитического программного компонента 211 выработки аналитических данных программа, выполняемая ЦП 205 системы 200, определяет на шаге 840, на основании аналитических данных один или более рабочих режимов контроллера 223 установки. Аналитический компонент 211 может быть приспособлен для определения рабочего режима(-ов) после выработки и интерпретации аналитических данных либо может использоваться отдельный программный компонент (не показан). Как было показано выше, аналитические данные могут включать зависимость извлекаемого количества текучей среды, показывающую изменения во времени количества получаемой нефти (как правило, общее количество получаемой нефти с течением времени), и это может быть использовано аналитическим компонентом 211 для определения будущего рабочего режима для контроллера 223 установки на основе интерпретации этой зависимости аналитическим компонентом 211. Аналитический компонент 211 может обратиться к справочной таблице для определения того, должен ли на основании этих данных рабочий режим использоваться для контроллера 223 установки.
Например, если анализ зависимости количества извлеченной нефти демонстрирует резкое увеличение объема извлеченной нефти (например, если имеется заметное увеличение в градиенте накопленного количества извлеченной нефти в зависимости от времени или если объем полученной нефти превосходит пороговое значение), аналитический компонент 211 может определить посредством справочной таблицы, что закачивание используемой в данный момент закачиваемой текучей среды должно быть продолжено, и в контроллер 223 установки направляется рабочий режим, содержащий команду продолжать закачивание закачиваемой текучей среды. В альтернативном варианте, если анализ зависимости количества извлекаемой нефти показывает, что либо извлечение нефти отсутствует, либо извлечено незначительное
- 13 026873 количество нефти после закачивания заранее установленного объема закачиваемой текучей среды (например, 30 РУ (поровых объемов - от англ. роге уо1ите, определяемых здесь как объем порового пространства пробы 1 пористой среды)), справочная таблица может показать, что закачивание текучей среды должно быть прекращено, поскольку оно не приносит достаточного объема добавочной нефти, и аналитический компонент 211 определит и применит подходящий рабочий режим, который даст команду контроллеру 223 установки остановить текущее закачивание. Аналитический компонент 211 также может распознать любую точку перегиба в кривой зависимости извлечения нефти, показывающую момент времени, когда начинает снижаться приращение извлеченной добавочной нефти (например, зависимость от времени суммарного количества извлеченной нефти выходит на плоский участок), при этом аналитический компонент 211 может определить рабочий режим по справочной таблице, включающий продолжение закачивания в течение определенного промежутка времени, либо закачивание после этого определенного объема закачиваемой текучей среды, например 20 РУ, с последующей остановкой закачивания.
Режим работы применяется на шаге 8406 отправкой рабочего режима в контроллер установки 223, где команда выполняется управляющей программой, ассоциированной с контроллером 223. Управляющая программа обеспечивает, например, удаленное активизирование вентилей 10а, 10Ь и насосов 10с. Для этого управляющая программа содержит соответствующие правила, благодаря которым может быть включен соответствующий насос 10с одновременно или с соответствующим временным интервалом с открыванием соответствующих вентилей 10а, 10Ь.
Компонент 215 сбора данных может дополнительно или в альтернативном варианте вырабатывать рабочие режимы, например, для того чтобы дать команду высокопроизводительной установке ответвить пробы текучей среды на входе и(или) выходе от каждого из контейнеров 2 к аналитическим приборам 7, 11, для определения конкретных химических или физических параметров. Если аналитический прибор включает несколько датчиков, детекторов или зондов, расположенных внутри нескольких отводящих линий 8 или прилегающих к нескольким отводящим линиям 8, аналитический компонент 211 или компонент 215 сбора данных может вырабатывать рабочие режимы с выдачей команд аналитическому прибору на регистрацию данных, которые были получены датчиками, детекторами или зондами, для определения некоторых химических и(или) физических параметров. Аналитический компонент или компонент 215 сбора данных могут давать команду аналитическим приборам 7, 11 на сбор этих данных либо непрерывно, либо периодически. Представляется, что два или более различных датчиков, детекторов или зондов для двух или более различных аналитических приборов могут быть размещены внутри отводящей линии 8 для сбора данных, связанных с различными химическими и(или) физическими характеристиками отводимых текучих сред. Также представляется, что аналитический компонент или компонент 215 сбора данных могут давать команду высокопроизводительной установке на получение проб текучих сред, протекающих сквозь, например, пробоотборные линии 8а, 12д. Такое взятие проб текучих сред может быть выполнено из отверстия в, например, пробоотборной линии(-ях) 8а, 12д, и может выполняться как вручную, так и автоматизированно. Соответственно аналитический компонент 211 и компонент 215 сбора данных могут либо выдавать команду оператору установки на взятие пробы, либо вырабатывать рабочий режим с выдачей команды автоматизированной установке взятия проб на взятие проб текучих сред. Как показано на фиг. 5, программный компонент 213 планирования испытаний приспособлен для выявления и разработки на основе алгоритмов аналитического компонента 211 и(или) данных измерений, полученных (шаг 8501, соответствующий либо шагу 8401, либо 8404 на фиг. 4) системой 200 управления, дальнейших испытаний с оптимизированными характеристиками, которые дадут или превзойдут требуемый результат, например улучшение извлечения добавочной нефти. При этом компонент 213 планирования испытаний может увязывать различные уровни извлечения добавочной нефти для различных испытаний, выполняемых с использованием высокопроизводительной установки, с изменяемыми параметрами испытаний, например химическим составом закачиваемой текучей среды, нефти, пластовых вод или пористой среды, либо физическими параметрами закачиваемой текучей среды, нефти, пластовых вод или пористой среды. Затем компонент 213 планирования испытаний может определить потенциально улучшенные и желательно оптимальные составы закачиваемых текучих сред. Соответственно принимаемые данные вводятся на шаге 8502 в компонент 213 планирования испытаний, а на шаге 8503 компонент 213 планирования испытаний выполняется в соответствии с заранее установленными правилами, например, в форме различных алгоритмов (предпочтительно хранящихся в запоминающем компоненте ΌΒ2, откуда они могут быть извлечены при необходимости и автоматически выполнены в соответствии с параметрами полученных данных), для выработки (на шаге 8504) данных планирования испытаний.
Компонент 213 планирования испытаний может быть приспособлен для классификации результатов законченных испытаний в отношении добавочного извлечения нефти и для сравнения их с требуемым результатом последующих испытаний, например требуемым объемом извлеченной нефти. Компонент 213 планирования испытаний также приспособлен для увязывания зависимости(-ей) количества извлекаемой нефти, вырабатываемой аналитическим компонентом 211, с измерением добавочной нефти, извлекаемой из каждой пробы 1. Компонент 213 планирования испытаний также может определять корреляцию между различными химическими и(или) физическими характеристиками закачиваемых текучих
- 14 026873 сред, получаемых текучих сред, пластовых вод, нефти или пористой среды из законченных испытаний, и известными результатами извлечения добавочной нефти, позволяя тем самым соответствующим алгоритмам компонента планирования испытаний разработать дальнейшие испытания для оптимизации закачиваемых жидкостей для проб пористой среды. В частности, компонент 213 планирования испытаний может включать статистическое программное обеспечение планирования испытаний, приспособленное для разработки дополнительных испытаний, основанных на исходных выходных данных первичной проверки.
Предпочтительно компонент 213 планирования испытаний использует статистический корреляционный подход для идентификации факторов, влияющих на результаты испытаний. Может быть выполнен множественный регрессионный анализ и относительное взвешивание каждого параметра, который может повлиять на извлечение добавочной нефти. Вклад в рассчитанное значение некоторых параметров из тех, что могут повлиять на добавочное извлечение нефти, больше вклада других параметров, и может быть оценен по шкале от 0 до 1, по которой параметры, имеющие больший вес, важнее параметров с меньшим весом. Множественный регрессионный анализ сводит к минимуму влияние ошибок в данных измерений, возникающих при испытаниях, благодаря чему оптимальные величины параметров или оптимальные интервалы величин могут быть рассчитаны для использования в дальнейших испытаниях. Может быть использован пакет специализированных программ или статистические пакеты, например 1МР® (поставляемый компанией δΑδ 1пс) или δΤΑΤΙδΤΙί'Ά (поставляемый компанией δΙαΙδοΓΙ Ыб.).
Например, результаты первичной проверки (т. е. первичная группа испытаний на фильтрацию на кернах) могут быть использованы для определения наличия извлечения добавочной нефти, когда в какую-либо закачиваемую текучую среду вводится определенная добавка, для определения того, происходит ли вообще извлечение какой-либо нефти или происходит извлечение количества нефти сверх установленной пороговой величины. Желательно, основываясь на технических и экономических факторах, использовать в закачиваемой текучей среде как можно меньше добавок, однако количество добавки может повлиять на количество извлекаемой добавочной нефти. Первичная проверка может быть выполнена при относительно высокой концентрации добавки, и на основании результатов, вырабатываемых аналитическим компонентом 211, компонент 213 планирования испытаний может спланировать другие испытания для оптимизации концентрации добавки, обычно сокращая эту концентрацию. Начальная концентрация добавки может составлять 25000 ррт, и на основании объема добавочной нефти, извлеченной при первичной проверке, компонент 213 планирования испытаний решает провести вторую проверку с закачиванием текучей среды с пониженной концентрацией добавки, равной 10000 ррт, и соответствующие команды направляются в контроллер 223 установки. Если при второй проверке не происходит снижения количества добавочной извлекаемой нефти ниже допустимого заданного значения, концентрация добавки может быть снова снижена. Сокращение может продолжаться, пока количество добавочной извлекаемой нефти не станет незначительным, после чего может быть проведено дальнейшее исследование оптимальной величины концентрации добавки.
Как аналитический компонент 211, так и компонент 213 планирования испытаний, на основании выходных данных могут далее выработать (на шаге δ505, который соответствует шагу δ405) команды, содержащие рабочий режим. Рабочий режим применяется на шаге δ506 (соответствующий шагу δ406) путем посылки рабочего режима в контроллер 223 установки, где производится выполнение команд управляющей программой, ассоциированной с контроллером 223. Контроллер 223 установки выполняет рабочий режим для управления физической установкой в соответствии с вырабатываемыми данными планирования испытаний (т.е. закрыть вентиль 10а, 10Ъ, закачать текучую среду через конкретное впускное отверстие 5, включить насос 10с и т.д.).
Компонент 213 планирования испытаний может получать входные данные от прогнозирующей модели 217 фильтрации на кернах, аналогичной описанной в Международной патентной заявке РСТ/СВ2010/001038, либо выполняться совместно с ней. Прогнозирующая модель 217 приспособлена для выработки прогнозных данных, например теоретического прогноза количества добавочной нефти, извлекаемой при использовании конкретного набора данных измерений, представляющих физические и(или) химические характеристики закачиваемой воды, нефти, пористой среды и т.д., перед началом собственно испытаний. В альтернативном варианте в выполняемую на компьютере прогнозирующую модель 217 вводится (шаг δ602) заранее установленная пороговая величина требуемого количества добавочной вытесняемой нефти, сопоставленная с заранее установленным объемом нефти, вместе с данными измерений, полученными (шаг δ601) при измерении одной или более характеристик породы, сырой нефти и пластовых вод, и при выполнении прогнозирующей модели 217 (шаг δ603) вырабатываются (шаг δ604) данные прогноза, показывающие одну или более прогнозируемых характеристик закачиваемой текучей среды. Например, выработанные прогнозные данные могут относиться к общему содержанию растворимых твердых веществ (ΤΌδ) и(или) содержанию поливалентных катионов в вытесняющей текучей среде, необходимой для вытеснения, по меньшей мере, заранее установленного порогового количества добавочной вытесненной нефти, которое было введено в прогнозирующую модель 217. Таким образом, могут быть предсказаны характеристики закачиваемой текучей среды, требующейся для вытеснения заданного количества добавочной нефти.
- 15 026873
Прогнозирующая модель 217 может быть использована на шаге §605 для подтверждения соответствия выполненных установкой испытаний первоначальным прогнозам и, если так, прогнозирующая модель может быть использована для оптимизации расчетов компонента 213 планирования испытаний. В альтернативном варианте или дополнительно взаимосвязи, возникающие при выполнении компонента 213 планирования испытаний, могут быть использованы путем оптимизации компонента 219 на шаге §606 для оптимизации алгоритмов и ограничивающих условий прогнозирующей модели 217. Например, если первоначальные испытания не совпадают с первоначальным прогнозом, могут быть идентифицированы и исследованы любые возможные ошибки перед выполнением дальнейших испытаний, и когда возможные проблемы идентифицированы, испытания могут быть повторены. Однако если при повторении испытаний будет получен тот же набор результатов, необходимо скорректировать прогнозирующую модель 217 для учета дополнительных неожиданных результатов. По мере того как система 200 управления накапливает все больше и больше данных измерений, оптимизирующий компонент может последовательными приближениями настраивать программу прогнозирующей модели 217 для оптимизации ее точности.
Прогнозирующая модель 217 может содержать пакет статистических программ, например §А§®1МР®. Соответствующие данные сведены, например, в электронные таблицы Мютозой® ОГПсе Ехсе1, которые открываются с помощью пакета программ §А§®1МР®. Группы графиков зависимостей основных данных от величины получаемого выигрыша (например, процентная добавка нефти) выдаются при использовании функции Апа1у/е, Ей Υ Ьу X, например графики процентного приращения количества нефти в сравнении с нефтью Американского нефтяного института, или процентного приращения количества нефти от концентрации кальция в закачиваемой воде. В дальнейшем графики используются для построения картины высокого уровня, характеристики которой в наибольшей мере соответствуют действительности (т. е. обеспечивают наилучшую корреляцию). Программные инструменты, применяющие правила компонентного анализа к данным, могут быть использованы для определения того, какие характеристики ввести в функцию Ей Мойе1. В альтернативном варианте выбор характеристик может быть сделан вручную. Данные процентного приращения количества нефти затем добавляются к Υ уайаЬ1ез, а другие выбираемые характеристики добавляются к Сопз1гнс1 тойе1 еГГесй. Полученная модель затем экспортируется в программу, например в Мютозой® ОГйсе Ехсе1, и для проверки модели может быть выполнена пробная аппроксимация с имеющимися данными.
Предпочтительно система управления использует графический интерфейс пользователя (ГИП), чтобы дать возможность пользователям добавить входные данные для рассмотрения в компоненте 213 планирования испытаний либо заменить им автоматизированное планирование. Компонент 213 планирования испытаний в состоянии проанализировать выходные данные аналитического компонента 211 на наличие существенной статистической корреляции в соответствие с набором установленных правил, после чего выходной результат выполнения этого алгоритма отображается визуально, например графически, предупреждая пользователя о наличии установленной корреляции. ГИП может быть приспособлен для приема данных, вырабатываемых компонентом 213 планирования испытаний, в частности данных, относящихся к различным испытаниям, вырабатываемых на шаге §503, как это было описано выше; пользователь, однако, может изменить это вручную, используя базу знаний, для определения следующих испытаний, которые необходимо выполнить. Например, пользователю могут быть известны факторы, которые не запрограммированы в алгоритмах, составляющих компонент 213 планирования испытаний.
Данные измерений, получаемые системой 200 управления, основаны на измеренных химических и(или) физических характеристиках пластовых вод, нефти, испытательной закачиваемой текучей среды, проб пористой среды и текучей среды, получаемой из проб 1 пористой среды в каждом из одновременных испытаний. Эти данные испытаний могут содержать конкретные измеренные химические или физические величины, непосредственно измеренные одним или более соответственно расположенных аналитических приборов 7, 11, либо отношения значений химических или физических характеристик, либо могут содержать величины, выведенные известными способами из ряда отдельных измерений физических или химических характеристик. Данные, полученные в проведенных ранее высокопроизводительных испытаниях, могут храниться в запоминающих компонентах ΌΒ1, ΌΒ2 так, что для каждого цикла высокопроизводительного испытания (одновременные фильтрации на кернах) результаты испытаний могут быть сопоставлены в компоненте 213 планирования испытаний с результатами, полученными в предыдущих циклах высокопроизводительных испытаний.
Данные, полученные при офлайн анализе химических или физических характеристик текучих сред или пористой среды, также могут быть сохранены в запоминающих компонентах ΌΒ1, ΌΒ2 системы 200 управления.
Компонент 213 планирования испытаний может быть приспособлен для составления рейтинга или классификации различных закачиваемых текучих сред, например закачиваемых вод, в порядке приоритета на основании результатов проведения высокопроизводительных испытаний. Эти результаты могут подготовить пользователя к дальнейшим испытаниям, которые должны быть проведены с использованием высокопроизводительной установки, для оптимизации закачиваемой текучей среды для конкретного
- 16 026873 нефтеносного пласта (конкретной породы нефтеносного пласта, пластовых вод и нефти). В альтернативном варианте программа может предложить пользователю подходящую закачиваемую воду для нефтеносного пласта, которая обеспечивает хороший уровень извлекаемой добавочной нефти, учитывая такие факторы, как имеющийся объем базисной закачиваемой воды и стоимость добавок, в сопоставлении с извлечением добавочной нефти.
Также имеется возможность автоматизировать закачивание испытательных текучих сред для каждой пробы 1 пористой среды. При этом закачивание испытательной текучей среды, например водной текучей среды, может продолжаться, пока детекторы на выходе контейнеров 2 не начнут сигнализировать о прекращении извлечения нефти. Закачивание водной текучей среды может быть выполнено во вторичном режиме с другими закачиваемыми водами по рейтингу системы 200 управления, основанному на количестве нефти, получаемой от проб 1 пористой среды. В альтернативном варианте закачивание может выполняться в третичном режиме, когда каждая проба 1 сначала закачивается искусственной или естественной водой с высокой соленостью и определяется количество получаемой нефти. Затем пробы 1 керна закачиваются закачиваемой водой различного типа для испытания получения добавочной нефти. Если после контейнера 2 обнаруживается получение добавочной нефти, автоматизированная система будет продолжать закачивание закачиваемой воды, пока получение добавочной нефти не прекратится.
Состав закачиваемой текучей среды может поддерживаться, по существу, постоянным во времени в процессе испытаний. В альтернативном варианте после того, как проба 1 пористой среды была доведена до состояния остаточной нефтенасыщенности с использованием некоторой закачиваемой воды, состав закачиваемой воды может быть изменен для определения возможности извлечения дополнительной добавочной нефти из пробы 1 пористой среды. Например, концентрация добавки для инжекционной воды может быть увеличена после того, как проба 1 достигла состояния остаточной нефтенасыщенности, для проверки возможности дополнительного извлечения добавочной нефти благодаря увеличению концентрации добавки.
Дополнительные данные.
Дополнительные данные, относящиеся к химическим и(или) физическим характеристикам пористой среды, пластовых вод, нефти и закачиваемой текучей среды, могут быть определены офлайн.
Например, в том случае, если пробы 1 пористой среды представляют собой цилиндрические пробы керна, керн может быть подвергнут химическому анализу для определения химических характеристик, например содержания цельнопородной глины в породе нефтеносного пласта, которое может быть определено рентгено-дифракционным анализом (РДА), сканирующей электронной микроскопией (СЭМ) или ИК сцинтилляционным точечным анализом; минерального состава глинистой фракции породы, в частности, глин смектитового типа (например, монтмориллонит), пирофиллитовго типа, каолинитового типа, иллитового типа, хлоритового типа и глауконитового типа, который может быть определен рентгенодифракционным анализом (РДА) или сканирующей электронной микроскопией (СЭМ). Также могут быть определены и физические характеристики, например пористость и проницаемость. Вводя эти химические и физические характеристики в программные компоненты системы 200 управления, можно установить корреляцию между этими характеристиками и результатами испытаний фильтрации на кернах.
Другие желательные или более специфические химические характеристики, которые могут быть определены для получения аналитических данных, вводимых в программный компонент системы 200 управления, включают РДА анализ цельнопородной фракции породы, включая минералы всех типов в породе нефтеносного пласта (включая глины и соединения переходных металлов, например, оксиды и карбонаты, например, оксид железа, сидерит и плагиоклазовый полевой шпат); и электрохимический потенциал породы.
Также могут быть подвергнуты анализу химические и физические характеристики нефти, испытания которой могут быть проведены с использованием высокопроизводительного способа и установки в соответствии с настоящим изобретением. Химические характеристики нефти включают значение общего кислотного числа (ОКЧ); щелочное число нефти; содержание в нефти компонентов асфальтенов и смол; общее содержание азота в нефти (ррт в единице веса) и содержание основного азота в нефти; общее содержание серы в нефти (ррт по весу); общее содержание кислорода (ррт по весу), результаты общего ЗАРА анализа (ЗАРА означает насыщенные углеводороды, ароматические углеводороды, смолы и асфальтены, а анализ дает полную оценку того, какое количество нефтяного компонента каждого типа имеется в пробе 1); и масс-спектрометрический состав, получаемый, например, ионной циклотронной Фурье-масс-спекрометрией с электрораспылением. Физические характеристики нефти включают плотность нефти в градусах Американского нефтяного института (АНИ) (относительную плотность) и вязкость нефти при температуре и давлении нефтеносного пласта; вязкость нефти при стандартных условиях (например, измерение вязкости может быть выполнено при 20, 25 и 30°С). При необходимости могут быть учтены дополнительные параметры нефти, чтобы сформировать компонент 213 планирования испытаний, который связывает результаты исследований в установке фильтрации на кернах с различными изменяемыми переменными, с использованием протокола плана испытаний. Эти параметры включают температуру потери текучести нефти (°С); температуру помутнения нефти (°С); плотность нефти при 15°С (г/мл) или какой-либо иной стандартной температуре; распределение точек кипения нефти (мас.%);
- 17 026873 распределение точек кипения нефти (°С); поверхностное натяжение нефти (мН/м); межфазное поверхностное натяжение на границе нефть/соленая вода (мН/м) и межфазное поверхностное натяжение на границе нефть/пресная вода (мН/м).
Аналогично, химические характеристики пластовых вод и любой закачиваемой воды могут быть испытаны с использованием высокопроизводительного способа и установки, предложенных в настоящем изобретении, и данных, введенных в компонент 213 планирования испытаний. Эти химические характеристики включают общее содержание растворенных твердых веществ (ΤΌδ), общую концентрацию поливалентных катионов, концентрацию отдельных катионов, которые естественным путем образуются в пластовых и закачиваемых водах (например, натрий, калий, магний, кальций, барий и железо), концентрацию отдельных анионов, которые естественным путем образуются в пластовых и закачиваемых водах (например, сульфат, фосфат, нитрат, нитрит) и рН воды. Химические характеристики закачиваемой воды могут также включать концентрацию добавок, например анионов (например, анионов, используемых в микробиологическом методе повышения нефтеотдачи - ΜΕΘΚ - от англ. шюгоЫа1 еиЬаисей οίΐ гесоуегу), катионов (например, катионов, используемых для сшивания полимеров), поверхностно-активных веществ и полимеров.
Процедура очистки и выдерживания для проб пористой среды.
Пробы 1 пористой среды, например цилиндрические образцы керна, предпочтительно подвергаются очистке перед одновременным испытанием фильтрации на кернах с использованием высокопроизводительной установки в соответствии с настоящим изобретением. Например, если пробы 1 представляют собой цилиндрические образцы керна или песчаные пробки, сформированные из попутно вынесенного песка, они могут изначально содержать в своих порах многие вещества, например пластовую воду, буровой раствор, сырую нефть. Если необходимо, несколько проб 1 пористой среды (каждая из которых размещена внутри одного из контейнеров 2 очищаются промывкой проб 1 растворителями (обычно толуолом, а затем метанолом), пока из проб 1 не вымывается вся нефть. Если керны содержат реактивные глины, например смектитовые глины, керны обычно промываются керосином и изопропанолом, вместо более распространенных растворителей, толуола и метанола, с тем, чтобы не допустить искусственного изменения абсолютной проницаемости кернов посредством разжижения глин. Эффективность процесса очистки повышается при многократном чередовании растворителей.
При очистке проб 1 растворителями перед проведением высокопроизводительных испытаний может быть выполнен онлайн анализ растворителя для обнаружения различий между растворителем непосредственно на входе и на выходе контейнеров 2 (например, для обнаружения сигналов в фильтрате, обусловленных химическими загрязнениями (например, компонентами нефти), которые были извлечены из проб 1 пористой среды). Если между химическими характеристиками закачиваемого растворителя и растворителя на выходе различия отсутствуют, проба 1 пористой среды считается чистой. Как было показано выше, для эффективной очистки проб 1 может быть необходимо делать замену чистящих растворителей. Очистка проб 1 может быть автоматизирована путем использования программы, ассоциированной с контроллером 223 установки, которая меняет растворители, например программы, которая открывает и закрывает вентили, ведущие к сосудам для хранения различных растворителей (например, баков 14), управляя тем самым потоком растворителей через пробы 1 пористой среды. Желательно, чтобы эта программа завершала очистку отдельной пробы 1 пористой среды, когда рабочий режим, полученный от аналитического компонента 211, показывает, что в растворителе, извлеченном из пробы 1, отсутствуют химические примеси.
После очистки проб 1 (при необходимости) они насыщаются минерализованной водой известного состава, которая может быть предназначена для имитации реликтовой воды или пластовой воды (например, смесь реликтовой воды и ранее закачанной воды, например, морской воды или попутной воды), которая находится в исследуемом нефтеносном пласте. Под реликтовой водой подразумевается вода, исходно находящаяся в нефтеносном пласте до миграции нефти из материнской породы в породу нефтеносного пласта.
При этом состав искусственной минерализованной пластовой воды может изменяться в зависимости от исследуемого нефтеносного пласта. Когда пробы 1 полностью насыщены минерализованной водой, они считаются 100% водонасыщенными (§„=1). Обычно пробы 1 пористой среды могут быть приведены в состояние 100% водонасыщения путем продавливания минерализованной воды сквозь пробы 1 под воздействием вакуума (например, сборку всасывающего фильтра). Этот всасывающий фильтр может представлять собой отдельный узел, не входящий в высокопроизводительную установку, и в этом случае контейнеры 2 извлекаются из установки с тем, чтобы пробы пористой среды могли быть помещены в сборку всасывающего фильтра. В альтернативном варианте контейнеры 2 могут быть оставлены в высокопроизводительной установке, при этом вентиль, расположенный на каждой отводящей линии 8, может быть открыт для соединения контейнеров 2 и ассоциированными с ними пробами 1 с вакуумной линией, а во впускные отверстия 5 контейнеров 2 может быть подана искусственная пластовая минерализованная вода. Также представляется, что минерализованная вода может просто закачиваться сквозь пробы 1 (при этом контейнеры 2 находятся в высокопроизводительной установке) в течение интервала времени, достаточного для обеспечения 100% водонасыщения.
- 18 026873
Следующий шаг включает первичное осушение кернов до состояния неснижаемого насыщения минерализованной водой, δνί, (также называется начальным водонасыщением). Это осушение может быть выполнено путем закачивания и прокачки несмачивающей фазы или нефти сквозь пробы 1 пористой среды, которые были первоначально 100% насыщены минерализованной водой.
Шаг восстановления проб 1 до начального, или неснижаемого, водонасыщения (δνί) может быть выполнен методом изолированной пористой пластины. Обычно каждая проба 1 пористой среды размещается на пористой пластине, проницаемость которой по меньшей мере на один-два порядка ниже проницаемости проб 1. Важно, чтобы был хороший контакт между пористой пластиной и пробой 1, что обычно достигается помещением фильтровальной бумаги (которая может содержать капиллярную среду, например, стекловолокно) между пористой пластиной и пробой 1. Это также помогает обеспечить контакт пористой среды со смоченной водой поверхностью. Каждая проба 1 обычно размещается на пористой пластине, по существу, вертикально, когда продольная ось цилиндрической пробы совмещается с вертикальной осью. Когда проба 1 установлена на пористую пластину, в пробу 1 закачивается при постоянном давлении несмачивающая фаза, например воздух, азот или минеральное масло, либо нефть, например органическая нефть, сырая нефть или фракция перегонки нефти, например керосин (далее нефтяная фаза), для вытеснения из пробы части реликтовой минерализованной воды (или пластовой воды) и далее сквозь пористую пластину с обеспечением требуемого соотношения водной фазы и несмачивающей фазы или нефтяной фазы. Благодаря несмачивающей фаз, или нефтяной фазе, закачиваемой при постоянном давлении, и большой разнице в проницаемости между пробами 1 и пористыми пластинами, и тому, что пластина полностью смочена водой, закачиваемая несмачивающая фаза или нефтяная фаза неспособна вытечь из проб 1 пористой среды. Когда пробы 1 насыщаются несмачивающей фазой, или нефтяной фазой, при неснижаемом уровне водонасыщения вода перестает выделяться из проб 1, и керны считаются достигшими состояния δνι. Если нефтяной фазой является сырая нефть, пробы 1 насыщаются сырой нефтью при δνι. Если используется несмачивающая фаза либо нефтяной фазой является иная нефть, нежели сырая нефть, несмачивающая фаза или нефтяная фаза вытесняется из проб 1 путем закачивания сырой нефти в пробы 1 при постоянном давлении, оставляя в поровом пространстве проб 1 только воду и сырую нефть. Теперь пробы 1 насыщены сырой нефтью при δνί и начальной нефтенасыщенности (δο1).
Если δνι достигается путем закачивания и продавливания керосина сквозь пробы пористой среды (которая исходно 100% насыщена минерализованной водой), керосин обычно вытесняется промежуточным заполнением толуолом, перед замещением толуола нефтью. Промежуточное заполнение толуолом используется для предотвращения отложений асфальтенов из сырой нефти, которое может возникнуть в противном случае при контакте нефти с керосином.
Если δνι достигается закачиванием газа (например, инертного газа вроде азота) сквозь пробы пористой среды (которые исходно насыщены реликтовой минерализованной водой или пластовой водой), газ после этого обычно замещается сырой нефтью (при встречном давлении) для достижения начальной нефтенасыщеннности (8О1). Однако для вытеснения газа может быть использована нефть (за исключением сырой нефти), например керосин, а эта нефть затем вытесняется сырой нефтью.
Начальное водонасыщение δνι обычно достигается использованием несмачивающей фазы, или нефтяной фазы (за исключением сырой нефти), поскольку сырая нефть обладает вязкостью и поэтому с трудом вытесняет пластовую воду из порового пространства проб пористой среды.
При использовании цилиндрических образцов керна сырая нефть обычно отбирается из нефтеносного пласта, из которого были получены пробы 1 керна. Сырая нефть может представлять собой дегазированную нефть (мертвую нефть) либо нефть с растворенным газом (живую нефть), которая была рекомбинирована с газом. Если сырая нефть представляет собой живую нефть, газ остается в растворе из-за повышенного давления, поддерживаемого в установке и кернах.
При необходимости доведение проб 1 до начального или неснижаемого водонасыщения может быть выполнено с использованием отдельной установки с пористой пластиной. Затем пробы 1 при начальном водонасыщении δνί загружаются в контейнеры 2. Представляется однако, что конструкция высокопроизводительной установки может исходно предусматривать размещение проб 1 пористой среды в контейнерах 2, имеющих концевые пористые пластины вместо концевых плит 3, 4. После очистки проб 1 и доведения проб до водонасыщения δνι пористые пластины заменяют на плиты 3, 4 для проведения высокопроизводительных испытаний фильтрации на кернах. Также возможно довести пробы 1 пористой среды до водонасыщения δνι, используя центрифугу. При этом несколько проб 1 пористой среды со 100% насыщением водой (δν=1) помещаются в несколько трубок центрифуги. Перед установкой трубок в центрифугу в трубки помещается нефть. После вращения в центрифуге пробы 1 пористой среды будут находиться в состоянии δνι, а трубки будут содержать нефть с водой. В альтернативном варианте состояние δνι может быть достигнуто вращением в центрифуге в атмосфере несмачивающего газа, при этом в дальнейшем необходимо вытеснить несмачивающую фазу сырой нефтью (возможно, с использованием промежуточной нефти). Этот способ подходит для проб 1 керна и для небольших песчаных пробок (когда песчаные пробки содержатся внутри гильзы с порошковой керамикой с каждого конца, что позволяет вытеснить нефтью часть воды из пористого пространства песчаной пробки). Затем пробы 1 пористой
- 19 026873 среды, находящиеся в состоянии начального нефтенасыщения (§О1), загружаются в контейнеры 2 высокопроизводительной установки.
Начальный уровень (§О1) нефтенасыщенности может быть выбран так, чтобы воспроизвести условия, которые могут быть в нефтеносном пласте, например, путем изменения давления нефти, закачиваемой в пробы 1, при использовании метода пористой пластины, либо путем изменения скорости вращения центрифуги. Например, нефть может быть добавлена в требуемом количестве в пробы 1 для получения начальной нефтенасыщенности от 0,4 до 0,9, например от 0,5 до 0,7.
При работах в лаборатории можно управлять условиями испытаний, используя описанные выше программные компоненты системы 200 управления так, чтобы сумма начального уровня (§О1) нефтенасыщенности и начального уровня (§Ж1) водонасыщения равнялась единице, т.е. 8О1+8т=1.
Это означает, что поры пористой среды полностью заполнены и содержат только нефть и воду. Вообще, однако скорее всего 8О1+8Ж1 будет несколько меньше единицы, поскольку другие фазы, например воздух, могут в небольших количествах находиться в порах. Однако для целей высокопроизводительных испытаний сумма 8О1 и §Ж1 предполагается равной единице.
Затем к пробам 1 пористой среды, находящимся в состоянии §Ж1, прикладывается номинальное пластовое давление, составляющее от 350 до 5 000 фунтов/кв. дюйм, например 400 фунтов/кв. дюйм. При этом каждая проба 1 пористой среды, установленная в каждый контейнер 2, имеет резиновую гильзу, открытую с обоих концов. Кольцевые уплотнители на первом и втором концах пробы формируют уплотнение для текучей среды со стенками контейнера 2. Текучая среда закачивается под давлением в кольцевое пространство, формируемое между резиновой гильзой и внутренней стенкой контейнера 2 так, что пластовое давление, составляющее примерно 400 фунтов/кв. дюйм, прикладывается к резиновой гильзе, а значит и к боковой стенке пробы пористой среды. Это давление, под которым удерживаются пробы 1 пористой среды. Закачиваемая в кольцевое пространство текучая среда может быть водой, гидравлической нефтью или газом, как правило, инертным газом, например азотом.
Выдерживание проб пористой среды.
Несколько проб 1 пористой среды (например, цилиндрические пробы керна) в состоянии начального водонасыщения (§Ж1) и начальной нефтенасыщенности (§О1) далее подвергаются выдерживанию (приходят в состояние равновесия) при заданной температуре испытаний, например температуре нефтеносного пласта и заданном давлении испытаний. Длительность процесса выдерживания достаточна, чтобы довести пробы 1 до условий смачиваемости, обычно встречающихся в нефтеносном пласте. Во время проведения процесса выдерживания нефть при желании периодически замещается свежей нефтью, например от одного до двух поровых объемов нефти могут еженедельно обновляться во время процесса выдерживания.
Во время этого процесса выдерживания часть воды, которая исходно соприкасалась с поверхностью пористой среды (например, поверхностью породы), со временем заменяется нефтью, что дает более близкое к реальности представление о смачиваемости пористой среды (например, породы) для последующих шагов испытаний.
Например, следует принимать во внимание, что когда пробы 1 на 100% насыщены водной фазой (т. е. до добавления нефти), водная фаза занимает весь объем пор проб. Если рассматривать отдельную пору, то в случае, когда нефть исходно присутствует в пробе 1 в состоянии начального водонасыщения 8Ж1, нефть в основном вытесняет водную фазу из объема поры так, что вода остается в контакте с поверхностями поры. Во время выдерживания нефть и вода будут перераспределяться внутри поры, например, так, что часть поверхности поры будет соприкасаться с нефтью. Соответственно после выдерживания пора будет в состоянии смешанной смачиваемости.
Смачиваемость управляет распределением текучей среды в нефтеносном пласте, и поэтому решающим образом влияет на текучесть, остаточную нефтенасыщенность и относительную проницаемость. Соответственно смачиваемость также решающим образом влияет и на работу нефтеносного пласта. Авторы изобретения установили, что крайне желательно, чтобы распределение смачиваемости внутри каждой пробы 1 пористой среды было характерно для нефтеносного пласта. Они также установили, что процесс выдерживания должен быть проведен прежде, чем пробы 1 будут использованы в какихлибо дальнейших испытаниях фильтрации на кернах. Если выдерживание не завершено или в основном не завершено, тогда любые прогнозы, основанные на результатах таких испытаний, могут быть в большой степени подвержены ошибке, поскольку пробы не будут точно соответствовать условиям нефтеносного пласта.
Полное или достаточное выдерживание проб 1 может занимать продолжительное время, например иногда порядка нескольких недель или даже месяцев, в частности от трех до шести недель.
Выдерживание проб 1 пористой среды можно контролировать, используя ЯМР-спектроскопию, как это описано в находящейся в совместном рассмотрении патентной заявке ОВ 1007694.1, где контейнеры 2 для проб должны выполняться из пластического материала. При этом контейнеры 2, содержащие пробы пористой среды, периодически закрываются и извлекаются из высокопроизводительной установки для проведения офлайн ЯМР анализа. Таким образом, в случае испытаний фильтрации на кернах текучими средами, которые содержатся в поровом пространстве проб пористой среды перед закачиванием
- 20 026873 текучей среды, являются нефть и пластовая вода.
Определение порового объема для нефти и воды.
Предпочтительно, как часть протокола подготовки, на каждой из проб 1 пористой среды могут быть проведены дополнительные испытания для определения доступного для воды порового объема каждой пробы 1 при δ„=1 и доступного порового объема для нефти при §Ж1. Это позволяет определить объем извлекаемой добавочной нефти (в поровых объемах) относительно закачиваемого объема воды (преобразованного в поровые объемы нефти). Таким образом, объем получаемой нефти (мл) может быть разделен на поровый объем нефти, а объем закачиваемой воды (мл) также разделяется на поровый объем нефти. Этим обеспечивается непосредственное сравнение количества получаемой добавочной нефти при одновременных испытаниях фильтрации на кернах.
Доступный для воды поровый объем при 8„=1 может быть получен путем закачивания минерализованной воды, содержащей индикатор, обычно иодид или литий. Затем фильтрат, извлекаемый из каждой пробы 1, анализируется на концентрацию иодида или лития, например, с использованием детектора с индуктивно связанной плазмой (ИСП) или измерителем плотности, зависимость концентрации (С/С0) для закачанного объема минерализованной воды используется для получения оценки доступного для воды порового объема пробы 1 (здесь С представляет концентрацию индикатора в фильтрате, а С0 является концентрацией индикатора в закачиваемой минерализованной воде). Второе измерение может быть получено определением снижения концентрации индикатора в фильтрате, когда закачиваемая текучая среда переключается на минерализованную воду, не содержащую индикатора. При этом поровый объем представляет собой объем закачиваемой минерализованной воды, когда С/С0 равно 0,5. Общий поровый объем может быть аппроксимирован суммой водного порового объема и нефтяного порового объема. Соответственно нефтяной поровый объем=1 - водный поровый объем.
В альтернативном варианте доступный для нефти поровый объем при §Ж1 может быть непосредственно определен для каждой из проб 1 пористой среды закачиванием в керны нефти, содержащей индикатор (обычно иодододекан или иододекан). Фильтрат анализируется на концентрацию индикатора (С), и зависимость концентрации (С/С0) для объема закачанной нефти используется для получения оценки доступного порового объема при §Ж1 по аналогии с определением доступного порового объема для воды (где С0 представляет концентрацию индикатора в закачанной нефти). Второе измерение может быть получено измерением снижения концентрации индикатора в фильтрате, когда закачиваемая текучая среда переключается на нефть, не содержащую индикатора.
Одновременные испытания фильтрации на кернах.
Одновременные испытания фильтрации на кернах могут быть выполнены в третичном режиме для каждой из проб 1 путем закачивания в каждую пробу 1 закачиваемой текучей среды, например минерализованной воды известного состава (например, искусственной морской воды или искусственной воды с пониженной соленостью) при постоянном расходе, пока из керна не прекратит выделяться нефть. При этом керн находится в состоянии первой остаточной нефтенасыщенности, 8от1. Из фильтрата, получаемого из каждого керна, может быть взята проба для офлайн анализа, либо анализ может быть выполнен одним или более онлайн аналитическим прибором 7,11. Также определяется объем получаемой нефти. Эти закачивания являются контрольными закачиваниями для сравнения с последующими фильтрациями на кернах с использованием различных испытательных закачиваемых текучих сред, например различных закачиваемых вод (третичные испытания на заводнение).
На этом этапе минерализованная вода может быть заменена на минерализованную воду аналогичного состава, в которую вводится добавка, например иодид или литий. Например, часть ионов хлорида в исходной минерализованной воде может быть замещена ионами лития. Затем определяется доступный поровый объем для воды в пробе 1 пористой среды после этого первоначального закачивания водой (вторичное извлечение), как это было описано выше. Благодаря тому, что состав минерализованной воды аналогичен составу минерализованной воды, используемой во время вторичного извлечения, в процессе этого испытания не будет наблюдаться извлечение добавочной нефти. Остаточная нефтенасыщенность после этого контрольного закачивания, §ог1, может быть определена из водного порового объема после этого начального водного закачивания (т.е. 8о1=1 - водный поровый объем после вторичного извлечения). Количество нефти, полученной в этом начальном закачивании водой, вместе с величиной начальной нефтенасыщенности (8о1), также может быть использовано для определения величины §ог1. Таким образом, §ог1=(8о1 -поровый объем нефти, полученный во время вторичного извлечения).
Далее в пробы 1 в течение достаточно продолжительного времени закачиваются испытательные закачиваемые текучие среды, состав которых отличается от начальной минерализованной воды, в ожидании возможного извлечения добавочной нефти. Если из одной или более проб 1 извлекается нефть, закачивание испытательной закачиваемой текучей среды будет продолжено, пока не прекратится получение нефти. Затем определяется количество полученной добавочной нефти. На этом этапе также может быть определен доступный водный поровый объем керна, как это было описано выше, с использованием минерализованной воды, состав которой аналогичен составу испытательной водной закачиваемой текучей среды.
Если извлечения добавочной нефти с данной испытательной закачиваемой текучей средой не про- 21 026873 исходит, величина 8ог2 равна δΟΓι.
При извлечении добавочной нефти величина §ог2 определяется либо из водного порового объема после третичного извлечения посредством испытательной закачиваемой текучей среды, либо по количеству добавочной нефти, получаемой во время третичного извлечения. При этом δΟΓ2=(δΟΓι- водный поровый объем после третичного извлечения), или δΟΓ2=(δΟΓι- полный поровый объем нефти, полученной во время вторичного и третичного извлечений), или δΟΓ2=(δΟΓι- поровый объем нефти, полученной во время третичного извлечения).
Дополнительное или добавочное количество нефти, полученное при закачивании различных закачиваемых вод в различные пробы 1 пористой среды в третичном режиме извлечения, представляет собой величину, выраженную, например, в процентах, части или объеме нефти, которая вытесняется или извлекается, в сравнении с заранее установленным объемом нефти для базового вытесняемого (или извлекаемого) объема для базового закачивания при использовании базовой закачиваемой текучей среды, например искусственной текучей среды с высокой соленостью. Эта базовая величина представляет собой количество нефти, извлеченной из фильтрата кернов при стандартных физических условиях, например давлении закачивания, объеме используемой базовой закачиваемой текучей среды и скорости закачивания. Обычно дополнительное или добавочное количество нефти выражается в процентах или части предварительно определенной базовой величины.
В альтернативном варианте пробы 1 могут быть испытаны во вторичном режиме без использования шага закачивания проб искусственной минерализованной водой до состояния §ог1. Вместо этого пробы непосредственно закачиваются испытательной закачиваемой текучей средой, например испытательной закачиваемой водой. Это позволит выполнить грубую проверку испытательных закачиваемых текучих сред в зависимости от того, извлекается или нет нефть из кернов.
Обычно закачиваемая текучая среда, используемая для каждого из одновременных испытаний фильтрации на кернах (например, закачиваемая вода), закачивается в каждый керн с расходом в интервале от 1 до 40 мл/ч, желательно от 4 до 10 мл/ч, например от 3 до 5 мл/ч, желательно примерно 4 мл/ч с тем, чтобы соответствовать типичным расходам продвижения фронта закачиваемой среды в нефтеносном пласте. Расходы продвижения фронта в нефтеносном пласте зависят от расхода, с которым закачиваемая текучая среда закачивается в нагнетательную скважину, и площади, в которую закачивается текучая среда (радиус от нагнетательной скважины и сечение нефтеносного пласта, по которому закачивается текучая среда). Типичным расходом продвижения фронта закачиваемой среды является примерно 1 фут в день. Извлечение зависит от расхода закачивания. Соответственно для целей сравнения расходы закачивания для нескольких испытаний должны быть одинаковыми.
Как правило, после завершения одновременных испытаний фильтрации на кернах проба 1 пористой среды, например пробы 1 керна, либо выбрасываются, либо используются повторно, проходя протокол очистки. Как должно быть понятно специалисту в контексте настоящего изобретения, продолжительность описанных испытаний фильтрации на кернах составляет обычно порядка дней или десятков дней, поэтому точной одновременности не требуется. В связи с этим используемое здесь требование одновременности обычно означает, что испытания выполняются в одно время или параллельно, например, одновременные испытания проводятся в одно и то же время, даже если они могут начинаться и заканчиваться в разное время.
Определение относительных проницаемостей проб пористой среды для нефти и воды.
Помимо определения добавочной извлекаемой нефти для различных методов повышения нефтеотдачи, предложенная в настоящем изобретении установка обеспечивает одновременное получение данных измерений, необходимых для определения относительной проницаемости нескольких проб 1 пористой среды для нефти и воды. Эти измерения могут выполняться как часть одновременных испытаний фильтрации на кернах.
При этом высокопроизводительная установка также может быть использована для получения данных относительной проницаемости для проб 1 пористой среды, в частности для цилиндрических образцов керна, причем эти данные характеризуют относительную способность нефти и воды проходить сквозь породу нефтеносного пласта, с учетом вязкости, абсолютной проницаемости и градиента давления внутри нефтеносного пласта.
В начале каждого испытания фильтрации на кернах, в состоянии §Ж1, относительная проницаемость для воды равна нулю (вода неподвижна), в то время как относительная проницаемость нефти имеет максимальное значение. В конце каждого испытания фильтрации на кернах в состоянии §ог1 равна нулю относительная проницаемость для нефти (нефть больше не может быть сделана подвижной), а относительная проницаемость для воды максимальна.
Методы определения относительных проницаемостей керна для нефти и воды известны специалистам. Эти методы включают испытания как в установившемся режиме, так и в неустановившемся режиме. Необходимо выполнить измерение зависимости нефтенасыщенности от времени (также называется временным профилем извлечения нефти) для керна и следующих статических параметров: вязкости текучей среды для нефти и пластовой воды, пористости породы керна и ее полного (абсолютного) порового объема, абсолютной проницаемости породы керна для протекающего сквозь него потока со 100%
- 22 026873 содержанием нефти или 100% содержанием воды, давления закачивания, перепада давления на керне, температуры керна и расхода потока через керн. Поэтому выполняются измерения этих статических параметров.
Обычное оборудование для онлайн измерений, например оборудование измерения поглощения γизлучения, для определения нефтенасыщенности кернов практически не подходит для высокопроизводительной установки из-за необходимости иметь несколько источников γ-излучения и размеров оборудования для поглощения γ-излучения.
Вместо этого зависимость нефтенасыщенности от времени может быть определена путем измерения временной зависимости количества нефти, выходящей из керна. При преобразовании этого количества нефти в нефтяные поровые объемы получают нефтенасыщенность керна (§О1 - выход нефти в поровых объемах) в зависимости от времени.
Кроме того, в ходе параллельных испытаний фильтрации на кернах может измеряться зависимость от времени перепада давления. Результаты этих измерений могут вводиться в аналитический компонент 211 для определения зависимостей относительной проницаемости (при этом аналитический компонент 211 включает описанные ранее дополнительные статические свойства, необходимые для определения зависимостей относительной проницаемости).
Соответственно один или более датчиков давления могут быть установлены у каждой пробы 1 керна для измерения абсолютного давления текучей среды, входящей в каждый керн и выходящей из него, причем эти или дополнительные датчики также устанавливаются для измерения перепада давления по длине каждого керна. Также могут быть использованы датчики температуры для измерения и контролирования температуры керна и гидравлических линий. Управление насосами, используемыми для закачивания текучих сред в нагнетательные гидравлические линии 12, может выполняться так, чтобы были известны расход и давление закачиваемой текучей среды.
Как правило, определение абсолютных проницаемостей проб 1 керна (К„ аЫ) и абсолютного порового объема проб 1 производится после промывки проб 1 керна.
Claims (8)
1. Установка для одновременного закачивания текучих сред в несколько проб пористой среды, включающая несколько контейнеров для проб пористой среды, каждый из которых имеет гильзу и первую и вторую плиты, при этом первая плита имеет впускное отверстие для закачиваемой текучей среды, а вторая плита имеет выпускное отверстие для полученной текучей среды, и при этом обеспечивается в процессе использования размещение пробы пористой среды в каждом из контейнеров так, что первая плита и вторая плита каждого контейнера соприкасаются соответственно с первым и вторым концами пробы пористой среды, причем впускное отверстие каждой первой плиты имеет соединение по текучей среде с нагнетательной линией для закачивания текучей среды в пробу пористой среды, помещенную в контейнер, а выпускное отверстие каждой второй плиты имеет соединение по текучей среде с отдельной отводящей линией для отведения текучей среды, полученной от пробы пористой среды, помещенной в контейнере, анализатор для проведения анализа текучих сред, закачиваемых в каждую из проб пористой среды и/или извлекаемых из каждой из проб пористой среды, и систему управления, приспособленную для управления установкой при одновременном выполнении закачиваний в несколько проб, начинаемых со ступенчатым сдвигом, с задержкой между началами закачиваний.
2. Установка по п.1, в которой система управления присоединена к анализатору для приема от него данных измерений и приспособлена для управления закачиванием текучей среды на основании этих данных измерений.
3. Установка по п.2, включающая источник текучей среды, управление которым обеспечивает подачу текучей среды для закачивания в пробы пористой среды, при этом система управления приспособлена для управления подачей текучей среды по меньшей мере в одну из нескольких проб пористой среды с учетом данных измерений.
4. Установка по п.2 или 3, в которой система управления приспособлена для управления закачиванием текучей среды в одну из нескольких проб пористой среды на основании данных измерений, связанных с другой из упомянутых нескольких проб пористой среды.
5. Установка по любому из пп.2-4, в которой упомянутые данные измерений основаны на общем количестве нефти, получаемой в течение времени из пробы пористой среды, помещенной в контейнере, и/или количестве нефти в текучей среде, извлеченной из пробы пористой среды, помещенной в контейнере.
6. Установка по п.5, в которой контроллер выполнен с возможностью остановки закачивания текучей среды в одну из упомянутых нескольких проб в случае, когда количество нефти в текучей среде, извлеченной из одной из этих проб, меньше заданного порогового уровня.
7. Установка по п.6, в которой в качестве выбранного порогового уровня может быть одно из: за- 23 026873 данная концентрация; заданное процентное объемное содержание; заданное процентное содержание по массе текучей среды.
8. Способ испытаний фильтрации на кернах с одновременным закачиванием текучей среды в несколько проб пористой среды с использованием установки по пп. 1 -7, при выполнении которого помещают несколько проб пористой среды в соответствующие одни из нескольких работающих под давлением емкостей, при этом пробы пористой среды насыщены нефтью при начальном водонасыщении 8те;, выдерживают пробы пористой среды так, что они приобретают состояние смешанного смачивания, одновременно закачивают текучую среду в каждую из проб пористой среды, извлекают текучую среду, вытесненную из проб пористой среды, анализируют текучие среды, вытесненные из проб пористой среды.
Фиг. 1
Фиг. 2а
- 24 026873
Фиг. 3
Фиг. 4
- 25 026873
Фиг. 5
Фиг. 6
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP10251410 | 2010-08-06 | ||
| PCT/GB2011/001153 WO2012017197A1 (en) | 2010-08-06 | 2011-07-29 | Apparatus and method for testing multiple samples |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201300212A1 EA201300212A1 (ru) | 2013-09-30 |
| EA026873B1 true EA026873B1 (ru) | 2017-05-31 |
| EA026873B9 EA026873B9 (ru) | 2017-08-31 |
Family
ID=43532709
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201300212A EA026873B9 (ru) | 2010-08-06 | 2011-07-29 | Установка и способ испытаний многопорционных проб |
| EA201600496A EA034211B1 (ru) | 2010-08-06 | 2011-07-29 | Способ испытаний многопорционных проб |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201600496A EA034211B1 (ru) | 2010-08-06 | 2011-07-29 | Способ испытаний многопорционных проб |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9261435B2 (ru) |
| EP (1) | EP2601377A1 (ru) |
| CN (2) | CN107101922A (ru) |
| AU (2) | AU2011287419B2 (ru) |
| BR (1) | BR112013002938A2 (ru) |
| CA (1) | CA2806460C (ru) |
| EA (2) | EA026873B9 (ru) |
| MX (2) | MX349608B (ru) |
| WO (1) | WO2012017197A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2694869C1 (ru) * | 2018-11-09 | 2019-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Корэтест сервис" | Лабораторная установка изучения свойств кернов |
| RU193038U1 (ru) * | 2019-04-29 | 2019-10-11 | Акционерное Общество Триада-Холдинг | Устройство для определения проникающей способности инъектируемого раствора в пористую среду |
Families Citing this family (72)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2261459A1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-12-15 | BP Exploration Operating Company Limited | Method and system for configuring crude oil displacement system |
| EP2513678B1 (en) * | 2009-12-16 | 2015-01-07 | BP Exploration Operating Company Limited | Method for measuring rock wettability |
| EP2850410A1 (en) * | 2012-05-14 | 2015-03-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Apparatus and method for measuring viscosity of a fluid |
| GB2506851B (en) * | 2012-09-28 | 2014-11-12 | Schlumberger Holdings | NMR sample containment |
| US9580640B1 (en) * | 2013-08-05 | 2017-02-28 | Mark Patton | Process for using subterranean produced fluids for hydraulic fracturing with cross-linked gels while providing elimination or reduction of formation clay stabilizer chemicals |
| CA2918898C (en) * | 2013-09-03 | 2018-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for evaluation of rock permeability, porosity, and fluid composition |
| US10161242B2 (en) * | 2014-03-28 | 2018-12-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Column flow testing |
| US9903826B2 (en) * | 2014-09-17 | 2018-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Multi-objective core-flood test system for oil recovery evaluation |
| US9678002B2 (en) * | 2014-10-29 | 2017-06-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for NIR spectroscopy of mixtures to evaluate composition of components of the mixtures |
| US9575047B2 (en) * | 2014-11-12 | 2017-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of clay stabilization analysis |
| WO2016076877A1 (en) * | 2014-11-13 | 2016-05-19 | Multi-Chem Group, Llc | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations |
| US20160161630A1 (en) * | 2014-12-05 | 2016-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Monitoring Carbon Dioxide Flooding Using Nuclear Magnetic Resonance (NMR) Measurements |
| DE102015000263A1 (de) * | 2015-01-16 | 2016-07-21 | Xylem Ip Management S.À.R.L. | Verfahren zur Bestimmung des UV-Transmissionsgrades von Wasser |
| CN104612674B (zh) * | 2015-01-29 | 2017-06-06 | 中国石油大学(北京) | 模拟缝洞型碳酸盐岩油藏吞吐实验装置及方法 |
| WO2016126761A1 (en) * | 2015-02-03 | 2016-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-phase polymer shear viscosity calculation in polymer coreflood simulation study workflow |
| US10429372B2 (en) | 2015-07-17 | 2019-10-01 | Saudi Arabian Oil Company | Smart water flooding processes for increasing hydrocarbon recovery |
| CN107922824B (zh) * | 2015-07-17 | 2020-06-23 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于提高烃采收的智能水驱工艺 |
| CN105221122B (zh) * | 2015-10-29 | 2018-08-17 | 中国石油大学(北京) | 模拟缝洞型碳酸盐岩油藏注气的可视化实验装置及方法 |
| US10961831B2 (en) | 2016-01-19 | 2021-03-30 | Saudi Arabian Oil Company | Polymer flooding processes for viscous oil recovery in carbonate reservoirs |
| US10781362B2 (en) | 2016-01-19 | 2020-09-22 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| US10550312B2 (en) | 2016-01-19 | 2020-02-04 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| US10287486B2 (en) | 2016-01-19 | 2019-05-14 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| US10723937B2 (en) | 2016-01-19 | 2020-07-28 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| US10287485B2 (en) | 2016-01-19 | 2019-05-14 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| GB201604962D0 (en) * | 2016-03-23 | 2016-05-04 | Bp Exploration Operating | Method to detect incremental oil production arising from a low salinity waterflood |
| CN107725015B (zh) * | 2016-08-11 | 2020-04-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 二元驱实验装置 |
| CN107725016B (zh) * | 2016-08-11 | 2020-10-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一元驱实验装置 |
| US10443363B2 (en) * | 2016-10-31 | 2019-10-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for core flood testing for reservoir souring studies |
| US10324077B2 (en) * | 2017-03-09 | 2019-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for real-time spectrophotometric quantification of crude oil |
| CN108414416A (zh) * | 2018-01-29 | 2018-08-17 | 中国矿业大学 | 一种多试样渗透系数测试与比较装置及方法 |
| EP3561480B1 (en) * | 2018-04-25 | 2024-06-12 | TotalEnergies OneTech | Method for determining a relation between an initial saturation and a residual saturation in a first fluid in a porous sample and related assembly |
| WO2019211683A1 (en) * | 2018-05-01 | 2019-11-07 | Precision Planting Llc | Analytical cartridge for testing and related methods |
| WO2019222074A2 (en) * | 2018-05-14 | 2019-11-21 | Saudi Arabian Oil Company | System for performing microwave measurements of samples under confining pressure |
| US11327000B2 (en) * | 2018-05-21 | 2022-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | Detecting saturation levels of a core sample using magnetic fields |
| US10845354B2 (en) * | 2018-05-21 | 2020-11-24 | Newpark Drilling Fluids Llc | System for simulating in situ downhole drilling conditions and testing of core samples |
| CN109025958B (zh) * | 2018-06-25 | 2022-02-11 | 山东石大油田技术服务股份有限公司 | 油田物理模拟驱油实验过程中产出液测量方法、装置及终端 |
| US10761428B2 (en) | 2018-08-28 | 2020-09-01 | Saudi Arabian Oil Company | Fabricating calcite nanofluidic channels |
| US20200110015A1 (en) | 2018-10-04 | 2020-04-09 | Saudi Arabian Oil Company | Vugular Loss Simulating Vug Tester for Screening and Evaluation of LCM Products |
| CN109281666B (zh) * | 2018-10-23 | 2023-09-26 | 长江大学 | 一种氧气辅助微生物驱油物理评价设备及评价方法 |
| US10926227B2 (en) * | 2018-12-03 | 2021-02-23 | Saudi Arabian Oil Company | Fabricating calcite nanofluidic channels |
| WO2020154468A1 (en) * | 2019-01-25 | 2020-07-30 | Ge Inspection Technologies, Lp | Flow network model analysis |
| CN110082272B (zh) * | 2019-04-30 | 2021-05-18 | 中国地质大学（北京） | 一种评价地层条件下岩心自发渗吸的装置及方法 |
| CN110174430B (zh) * | 2019-06-03 | 2022-08-16 | 西南石油大学 | 一种高温高压条件下岩心渗吸模拟实验的测量装置和方法 |
| CN110412058B (zh) * | 2019-06-20 | 2023-01-24 | 新疆海纳同创智能科技有限公司 | 一种多通道原油化验分析系统 |
| CN110618106B (zh) * | 2019-08-12 | 2022-04-01 | 中国地质调查局西安地质调查中心 | 一种基于近红外反射光谱的绿泥石矿物种类鉴定方法 |
| CN110595938B (zh) * | 2019-09-18 | 2024-07-09 | 中国科学院广州地球化学研究所 | 一种离心式连续取气样烃源岩生烃热模拟实验装置 |
| WO2021067720A1 (en) | 2019-10-04 | 2021-04-08 | Total S.E. | Distributed pressure measurement system for core flood experiments |
| CN110905466B (zh) * | 2019-11-20 | 2022-05-20 | 浙江工业大学 | 一种生物纳乳增产和提高采收率的方法 |
| US11408811B2 (en) * | 2020-02-04 | 2022-08-09 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and systems for determining residual fluid saturation of a subsurface formation |
| CN111155991B (zh) * | 2020-02-25 | 2023-06-27 | 东北石油大学 | 模拟隔层胶结差地层的可分离双层耐压填砂管及模拟方法 |
| US11385160B2 (en) * | 2020-02-28 | 2022-07-12 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for dynamic measurement of streaming potential in a core plug |
| US11366071B2 (en) * | 2020-03-04 | 2022-06-21 | Saudi Arabian Oil Company | Performing microwave measurements on samples under confining pressure using coaxial resonators |
| US11573164B2 (en) | 2020-04-27 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of determining cation exchange sites occupied by crude oil and the wettability of cation exchange sites in rock core samples in a preserved state |
| US11300494B2 (en) | 2020-04-27 | 2022-04-12 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of determining cation exchange sites in rock core samples |
| US11434758B2 (en) * | 2020-05-17 | 2022-09-06 | North Oil Company | Method of assessing an oil recovery process |
| CN111487161B (zh) * | 2020-06-01 | 2022-11-11 | 中国石油大学(华东) | 一种基于微通道的微观剩余油生成装置 |
| CN112322461B (zh) * | 2020-10-29 | 2021-10-01 | 河北地质大学 | 一种室内模拟微生物碳酸盐岩的实验装置 |
| FR3116607A1 (fr) * | 2020-11-26 | 2022-05-27 | IFP Energies Nouvelles | Installation mobile de mesure d’au moins une propriété d’écoulement d’au moins un fluide dans un milieu poreux |
| CN112675755B (zh) * | 2020-12-21 | 2022-11-04 | 大庆油田有限责任公司 | 一种模拟油配制装置、方法及应用 |
| CN112782053B (zh) * | 2020-12-28 | 2022-06-03 | 西安石油大学 | 一种定量计算岩心有效孔隙体积的方法 |
| BR112023023570A2 (pt) * | 2021-05-10 | 2024-03-12 | Univ Wyoming | Aparelho automatizado para caracterização de sistemas fluido-sólido |
| CN113530526B (zh) * | 2021-08-05 | 2022-03-15 | 南方海洋科学与工程广东省实验室(广州) | 一种井下长周期流体通量监测装置及方法 |
| US11566503B1 (en) | 2021-09-21 | 2023-01-31 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery of a reservoir based on residual oil saturation |
| US20230176029A1 (en) * | 2021-12-08 | 2023-06-08 | Saudi Arabian Oil Company | Dynamic in-situ measurement of calcium ion concentration in porous media experiments |
| US11961702B2 (en) | 2021-12-09 | 2024-04-16 | Saudi Arabian Oil Company | Fabrication of in situ HR-LCTEM nanofluidic cell for nanobubble interactions during EOR processes in carbonate rocks |
| CN114509486B (zh) * | 2021-12-13 | 2023-08-15 | 西安石油大学 | 一种实时动态无损测试储层zeta电位的方法 |
| US11920446B2 (en) | 2021-12-14 | 2024-03-05 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for foam and gel injections into a well and enhanced foaming and gelations techniques |
| CN113926380B (zh) * | 2021-12-16 | 2022-02-18 | 太原理工大学 | 中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统 |
| CN114397228A (zh) * | 2022-01-20 | 2022-04-26 | 西南石油大学 | 一种评价驱油用聚合物在地层长期运移性能的方法 |
| US11787993B1 (en) | 2022-03-28 | 2023-10-17 | Saudi Arabian Oil Company | In-situ foamed gel for lost circulation |
| WO2023214192A1 (en) * | 2022-05-06 | 2023-11-09 | Totalenergies Onetech | Method for preparing a rock sample with a target initial first fluid saturation profile along a rock sample axis |
| US11913319B2 (en) | 2022-06-21 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Sandstone stimulation |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3362473A (en) * | 1965-06-28 | 1968-01-09 | Mobil Oil Corp | Waterflood achieving high microscopic sweep efficiency |
| US3428127A (en) * | 1966-12-28 | 1969-02-18 | Union Oil Co | Method for increasing the recovery of oil from water-sensitive formations |
| US4586376A (en) * | 1984-09-25 | 1986-05-06 | Union Oil Company Of California | Determining the effect of fluid flow through permeable media |
| US5042580A (en) * | 1990-07-11 | 1991-08-27 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process for use in fractured reservoirs |
| US5493226A (en) * | 1994-04-08 | 1996-02-20 | Mobile Oil Corporation | Method and apparatus for measuring properties of core samples including heating and pressurizing the core sample and measuring the dynamic and static capillary pressure of water in the core sample |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4597442A (en) * | 1985-02-26 | 1986-07-01 | Shell Oil Company | Reservoir preflushing process for increasing the rate of surfactant transport in displacing oil with injected steam and steam-foaming surfactant |
| DE3608038C1 (de) | 1986-03-11 | 1987-07-09 | Klaus Burk | Mischvorrichtung |
| US5060727A (en) * | 1990-01-02 | 1991-10-29 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Method for improving enhanced recovery of oil using surfactant-stabilized foams |
| US5161407A (en) * | 1990-10-16 | 1992-11-10 | Iowa State University Research Foundation, Inc. | Means and method of soil water desorption |
| US5133207A (en) | 1991-02-14 | 1992-07-28 | Houston Industries Incorporated | Apparatus and method for simultaneously testing the permeability of multiple core specimens |
| US5767399A (en) * | 1996-03-25 | 1998-06-16 | Dresser Industries, Inc. | Method of assaying compressive strength of rock |
| CN2319443Y (zh) * | 1998-01-15 | 1999-05-19 | 中国科学院沈阳应用生态研究所 | 土壤等固体介质中物质过程模拟解析装置 |
| RU2178515C1 (ru) * | 2000-08-01 | 2002-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" | Способ определения остаточной нефтенасыщенности |
| US6467544B1 (en) * | 2000-11-14 | 2002-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Sample chamber with dead volume flushing |
| FR2836228B1 (fr) | 2002-02-21 | 2005-08-19 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves |
| DE10336086A1 (de) * | 2003-08-06 | 2005-03-03 | Hte Ag The High Throughput Experimentation Company | Vorrichtung zur Durchführung von katalytischen Tests |
| US7997355B2 (en) * | 2004-07-22 | 2011-08-16 | Pdti Holdings, Llc | Apparatus for injecting impactors into a fluid stream using a screw extruder |
| US20060175061A1 (en) * | 2005-08-30 | 2006-08-10 | Crichlow Henry B | Method for Recovering Hydrocarbons from Subterranean Formations |
| CN2874021Y (zh) * | 2006-03-17 | 2007-02-28 | 大庆油田有限责任公司 | 一种物理模拟实验用长管填砂模型 |
| US20070284107A1 (en) * | 2006-06-02 | 2007-12-13 | Crichlow Henry B | Heavy Oil Recovery and Apparatus |
| US7805982B2 (en) | 2007-03-06 | 2010-10-05 | Saudi Arabian Oil Company | Portable core flood apparatus for conducting on-site permeability measurements |
| CN101458218B (zh) * | 2008-12-28 | 2011-02-02 | 大连理工大学 | 二氧化碳驱油核磁共振成像检测装置 |
| US8316933B2 (en) * | 2009-08-28 | 2012-11-27 | Geo Fossil Fuels Llc | Microbial enhanced oil recovery methods |
| WO2011063023A2 (en) * | 2009-11-17 | 2011-05-26 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Determination of oil saturation in reservoir rock using paramagnetic nanoparticles and magnetic field |
| US9643127B2 (en) * | 2010-01-15 | 2017-05-09 | Board Of Regents Of The University Of Texas System | Simultaneous removal of oil and gases from liquid sources using a hollow fiber membrane |
| US20120292022A1 (en) * | 2010-11-22 | 2012-11-22 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Composition for improving oil recovery including n-lauroyl amino acid-based compounds and microbes |
| US9010441B2 (en) * | 2011-09-12 | 2015-04-21 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for reservoir production management |
-
2011
- 2011-07-29 EA EA201300212A patent/EA026873B9/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-07-29 US US13/812,292 patent/US9261435B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-07-29 EP EP11743575.0A patent/EP2601377A1/en not_active Withdrawn
- 2011-07-29 MX MX2016002050A patent/MX349608B/es unknown
- 2011-07-29 AU AU2011287419A patent/AU2011287419B2/en not_active Ceased
- 2011-07-29 EA EA201600496A patent/EA034211B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-07-29 CN CN201710028530.0A patent/CN107101922A/zh active Pending
- 2011-07-29 BR BR112013002938-2A patent/BR112013002938A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2011-07-29 WO PCT/GB2011/001153 patent/WO2012017197A1/en active Application Filing
- 2011-07-29 MX MX2013001453A patent/MX338084B/es active IP Right Grant
- 2011-07-29 CN CN201180048259.8A patent/CN103270240B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-07-29 CA CA2806460A patent/CA2806460C/en not_active Expired - Fee Related
-
2015
- 2015-12-22 US US14/977,997 patent/US9804062B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2016
- 2016-02-05 AU AU2016200753A patent/AU2016200753B2/en not_active Ceased
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3362473A (en) * | 1965-06-28 | 1968-01-09 | Mobil Oil Corp | Waterflood achieving high microscopic sweep efficiency |
| US3428127A (en) * | 1966-12-28 | 1969-02-18 | Union Oil Co | Method for increasing the recovery of oil from water-sensitive formations |
| US4586376A (en) * | 1984-09-25 | 1986-05-06 | Union Oil Company Of California | Determining the effect of fluid flow through permeable media |
| US5042580A (en) * | 1990-07-11 | 1991-08-27 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process for use in fractured reservoirs |
| US5493226A (en) * | 1994-04-08 | 1996-02-20 | Mobile Oil Corporation | Method and apparatus for measuring properties of core samples including heating and pressurizing the core sample and measuring the dynamic and static capillary pressure of water in the core sample |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2694869C1 (ru) * | 2018-11-09 | 2019-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Корэтест сервис" | Лабораторная установка изучения свойств кернов |
| RU193038U1 (ru) * | 2019-04-29 | 2019-10-11 | Акционерное Общество Триада-Холдинг | Устройство для определения проникающей способности инъектируемого раствора в пористую среду |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN103270240B (zh) | 2017-02-15 |
| BR112013002938A2 (pt) | 2020-08-25 |
| AU2011287419A1 (en) | 2013-02-07 |
| US9804062B2 (en) | 2017-10-31 |
| MX338084B (es) | 2016-04-01 |
| EP2601377A1 (en) | 2013-06-12 |
| EA034211B1 (ru) | 2020-01-17 |
| MX349608B (es) | 2017-08-03 |
| CN103270240A (zh) | 2013-08-28 |
| WO2012017197A1 (en) | 2012-02-09 |
| EA201600496A1 (ru) | 2017-03-31 |
| CA2806460A1 (en) | 2012-02-09 |
| AU2011287419B2 (en) | 2015-12-03 |
| AU2016200753B2 (en) | 2017-04-06 |
| AU2016200753A1 (en) | 2016-02-25 |
| CA2806460C (en) | 2018-06-12 |
| MX2013001453A (es) | 2013-05-14 |
| US20160109334A1 (en) | 2016-04-21 |
| EA201300212A1 (ru) | 2013-09-30 |
| EA026873B9 (ru) | 2017-08-31 |
| US9261435B2 (en) | 2016-02-16 |
| CN107101922A (zh) | 2017-08-29 |
| US20130125630A1 (en) | 2013-05-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA026873B1 (ru) | Установка и способ испытаний многопорционных проб | |
| CN102435716B (zh) | 一种成岩作用模拟实验装置 | |
| EP2075403B1 (en) | Real-time measurement of reservoir fluid properties | |
| CA2789718A1 (en) | Method and system for measurement of reservoir fluid properties | |
| EP1988254A2 (en) | Cable downhole gas chromatograph and a downhole gas chromatography method | |
| CN202305523U (zh) | 一种成岩作用模拟实验装置 | |
| CN110879271A (zh) | 一种模拟地层条件下co2-水-岩反应的实验装置及方法 | |
| US9341606B2 (en) | Apparatus for and method of gas analysis | |
| JP6719292B2 (ja) | 水処理システムにおける水中の有機物評価方法及び水処理システム | |
| KR101694994B1 (ko) | 무기지화학적 지시자를 이용한 셰일 가스 잠재성 평가 장치 및 그 방법 | |
| US20200209212A1 (en) | Mobile facility for analysing a fluid | |
| Zeng et al. | Pore-fracture network alteration during forced and spontaneous imbibition processes in shale formation | |
| WO2023059684A1 (en) | High temperature high pressure asphaltene deposition/inhibitor screening test | |
| CN103418309B (zh) | 气体水合物生成过程中流体离子参数实时检测装置 | |
| Araujo et al. | Rock-fluid characterization for CCS/CCUS: A workflow to improve data quality and timeframe | |
| CN112461965B (zh) | 快速预测气体水合物相平衡条件的方法 | |
| Flemings et al. | UT-GOM2-2 Prospectus: Science and Sample Distribution Plan─ Version 2.3 | |
| CN114414609B (zh) | 基于核磁t2谱计算侵入液对页岩油可动量影响的实验方法 | |
| US20240159726A1 (en) | Isotopic monitoring of reservoir water | |
| CN116124648A (zh) | 石化场地土壤污染物的“场域-相态”耦合运移模拟系统 | |
| CN112147300A (zh) | 模拟含油气流体与储集岩层成岩作用反应的装置和方法 | |
| CN117347413A (zh) | 一种基于在线核磁共振的页岩油流动空间测试方法 | |
| Czarnota et al. | INVESTIGATION OF RELATIVE PERMEABILITY AND CAPILLARY PRESSURE ON SANDSTONE ROCK SAMPLES | |
| Adam | Relative Permeability of Smart Water for Carbonate Reservoirs: Experimental and Modeling Investigation | |
| CN116106506A (zh) | 一种跨构造期成岩作用模拟装置及方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TH4A | Publication of the corrected specification to eurasian patent | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ RU |