Способ лабораторного определения коэффициента извлечения нефти с использованием технологий закачки пара Российский патент 2019 года по МПК G01N15/08 E21B49/00 

Изобретение относится к исследованию коэффициента извлечения нефти в лабораторных условиях на основе данных, полученных при анализе образцов керна из месторождения, при использовании процесса парового дренажа. Более детально – изобретение предназначено для лабораторного определения коэффициента извлечения нефти (далее - КИН) из образца нефтесодержащей породы, моделирующего состав и свойства подземного месторождения и имеющего известное содержание компонентов, при подаче на него потока водяного пара под давлением, сборе выделившейся жидкости и последующем анализе компонентного состава жидкости. Изобретение позволяет проводить исследования как на основе исследования образцов керна, полученных непосредственно из месторождения, так и на основе данных о составе породы, полученных методами моделирования, расчёта и т.п.

Как известно из исследованного уровня техники на дату представления заявленного технического решения, проблема определения коэффициента извлечения нефти (КИН) является одной из основных при проектировании и эксплуатации нефтесодержащих месторождений.

Заявителем выявлен ряд способов и устройств, используемых для определения КИН в лабораторных условиях. В рамках данного изобретения особое внимание уделяется определению КИН на образцах, представляющих состав месторождения по данным геологоразведки и моделирования.

Далее заявителем приведен анализ уровня техники в заявленной области техники, при этом в силу вышеуказанного заявителем не приводятся аналоги устройств и способов, применяемых для реализации указанных задач в полевых условиях.

Из исследованного уровня техники заявителем выявлено техническое решение, описанное в изобретении по патенту РФ № RU 2504654 «Способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации».

Сущностью известного технического решения является способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, включающий лабораторные и геофизические исследования фильтрационно-емкостных свойств горной породы, в том числе коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и вытеснения нефти, определение поля градиентов давления по площади залежи, отличающийся тем, что коллекторские и фильтрационно-емкостные свойства определяются в расширенном диапазоне давления и линейной скорости соответственно до 1·10-4 МПа/м и 1·10-4 м/сутки, на базе полученных данных и результатов ГИС определяется статистическая поровая гидродинамическая и энергетическая структура горной породы залежи, в том числе подвижных (извлекаемых) запасов углеводородов в поле градиентов давления, а КИН рассчитывается как доля порового объема залежи с подвижными запасами углеводородов (нефти) в поле градиентов давления среднестатистического участка, приходящегося на одну добывающую скважину, имеющего среднестатистические параметры ФЕС горной породы залежи с типовым полем градиентов давления рассматриваемой технологической схемы разработки.

Недостатком известного технического решения является большой объём исследований, необходимых для определения коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств в широком диапазоне перепадов давления и линейной скорости фильтрации, что является весьма трудоёмким, продолжительным во времени и, как следствие, обладает низкой эффективностью при использовании по назначению.

Из исследованного уровня техники заявителем выявлено техническое решение, выбранное заявителем в качестве прототипа, описанное в статье А.В. Юрьева, В.Е. Шулева «Определение коэффициента вытеснения нефти водой на образцах полноразмерного керна», опубликованной в журнале «Arctic Environmental Research», № 2, 2015, стр. 28-34.

Сущностью известного технического решения является подача воды под давлением в образец керна с последующим сбором выходящей жидкости. Первоначально проводится определение пористости и проницаемости образца по воде. На основе данных о количестве выделившейся нефти и исходном содержании нефти в образце определяется КИН.

Недостатком известного технического решения является то, что оно не позволяет проводить исследования для образцов керна, содержащих нефть, не вытесняемую водой в жидкой фазе. К таким нефтям может относиться тяжёлая нефть, содержащая большое количество асфальтенов.

Целью и техническим результатом заявленного технического решения является:

- разработка способа определения КИН на основе минимальных данных о свойствах залежи;

- уменьшение времени на определение;

- обеспечение возможности применения, в том числе, тяжёлой нефти;

- обеспечение возможности определения изменения КИН в процессе эксперимента.

Сущностью заявленного технического решения является способ определения коэффициента извлечения нефти, заключающийся в лабораторном определении коэффициента извлечения нефти при вытеснении нефти водой, характеризующийся тем, что образец керна изготавливают из модельной смеси, содержание нефти в которой соответствует керну, полученному при бурении залежи, по длине образца создают перепад давления, к одному торцу образца керна подают водяной пар, с другого торца образца керна осуществляют отбор жидкости, коэффициент извлечения нефти рассчитывают как отношение массы нефти в выделившейся жидкости к массе нефти, находившейся в образце керна.

Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг.

На Фиг. представлена принципиальная схема устройства, поясняющая осуществление эксперимента по лабораторному определению коэффициента извлечения нефти с использованием технологий закачки пара.

Устройство для реализации заявленного способа состоит из следующих конструктивных элементов:

1 - ёмкость подачи воды;

2 - парогенератор;

3 - устройство удерживания керна;

4 - образец керна;

5 - приёмник жидкости;

6 - источник инертного газа под давлением;

К1 – кран 1;

К2 – кран 2;

Н - насос.

Ниже приведено более подробное разъяснение заявленных целей и технического результата.

Минимальные данные, необходимые для проведения определения КИН, которые включают в себя тип нефти, тип минерального материала, среднее содержание нефти в породе. При этом подготовка керна осуществляется из модельной смеси, которая включает в себя любые виды нефти.

Данный подход позволяет проводить отбор жидкости и замер содержания нефти в ней как непрерывно, так и дискретно с заданными промежутками по времени, по массе жидкости или по другим параметрам. Так как значение нефти, изначально помещённое в образец керна, известно, то возможно определение КИН в процессе эксперимента без его прерывания. При этом возможно определение оптимальных значений расхода пара, которые будут соответствовать максимальному значению содержания нефти в выделяющейся жидкости.

Кроме того, такой подход позволяет определить удельные затраты пара при определённых тепловых сведениях. Для этого в ходе эксперимента осуществляется фиксация отношения выхода смеси воды и нефти к начальному содержанию нефти в образце. В результате по полученной зависимости данного отношения от времени будет возможно определить оптимальный объём пара, подача которого приведёт к получению смеси с наибольшим содержанием нефти.

Способ реализуется по следующей последовательности (алгоритму) действий:

1. Определение содержания нефти и минерального материала в образцах керна, полученных из залежи, либо получение этих данных другими способами;

2. Создание модельной смеси компонентов, соответствующей требуемому составу;

3. Создание модели керна путём запрессовки определённой массы модельной смеси в аппарат, позволяющий подавать в него водяной пар с заданным давлением, отбирать жидкость, выделяющуюся из образца керна, а также создавать перепад давления между двумя торцами керна.

4. Проведение лабораторного эксперимента с заданными значениями давлений на двух торцах керна, скорости подачи и температуры водяного пара, температуры охлаждения выделяющейся жидкости и паров.

5. Определение содержания нефти в полученной жидкости известными методами, в частном случае, центрифугированием.

6. Расчёт коэффициента извлечения нефти как отношения нефти в полученной жидкости к массе нефти, изначально помещённой в керн.

Устройство для реализации заявленного способа работает следующим образом.

Берут образец керна 4 (см. Фиг) с известным содержанием нефти помещается в устройство 3, позволяющее подавать пар с одного торца керна и отводить выделяющуюся жидкость с другого торца, не допуская прохождение пара иным способом, кроме как через керн.

Водяной пар подготавливается в парогенераторе 2, в который (парогенератор) насосом Н подаётся вода из ёмкости 1. Выделившаяся жидкость из устройства 3 поступает в приёмник 5. Перепад давления на входе и на выходе из керна 4, может регулироваться при необходимости, при этом указанный перепад давления между ними организуются источником инертного газа под давлением 6.

Пример конкретного осуществления заявленного технического решения:

Исходные данные:

1. Массовое содержание нефти в керне, полученном при бурении залежи – 9,98%;

2. Масса нефти в образце керна – 862,2 г;

3. Масса керна – 8641,6 г;

4. Требуемый перепад давления по длине керна – 10,3 кгс/см²;

5. Температура нагревателя парогенератора – 300 °С;

6. Температура водяного пара – 180 °С;

7. Объёмный расход водяного пара – 30 см³/с.

В результате эксперимента, проведенного по описанному выше алгоритму действий, были получены следующие значения:

1. Продолжительность эксперимента – 22,2 ч.;

2. Общая масса выделившейся жидкости – 8744,47 г;

3. Масса нефти, содержавшейся в выделившейся жидкости – 722,5 г;

4. Значение КИН – 83,8%.

В результате вышеизложенного можно сделать вывод, что заявителем достигнуты заявленные цели и технический результат, а именно:

- разработан способ определения КИН на основе минимальных данных о свойствах залежи,

- уменьшено время на определение,

- обеспечена возможность применения, в том числе, тяжёлой нефти,

- обеспечена возможность определения изменения КИН в процессе эксперимента.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. из исследованного уровня техники заявителем не выявлено технических решений, имеющих заявленную совокупность признаков.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, так как не является очевидным для специалиста в анализируемой области техники.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям, т.к. может быть реализовано на любом специализированном предприятии с использованием стандартного оборудования, известных отечественных материалов и технологий.

Изобретение относится к исследованию коэффициента извлечения нефти в лабораторных условиях на основе данных, полученных при анализе образцов керна из месторождения, при использовании процесса парового дренажа. Способ заключается в лабораторном определении коэффициента извлечения нефти при вытеснении нефти водой. При этом образец керна изготавливают из модельной смеси, содержание нефти в которой соответствует керну, полученному при бурении залежи, по длине образца создают перепад давления, к одному торцу образца керна подают водяной пар, с другого торца образца керна осуществляют отбор жидкости, коэффициент извлечения нефти рассчитывают как отношение массы нефти в выделившейся жидкости к массе нефти, находившейся в образце керна. Достигается повышение надежности и упрощение определения. 1 ил.

Способ определения коэффициента извлечения нефти, заключающийся в лабораторном определении коэффициента извлечения нефти при вытеснении нефти водой, отличающийся тем, что образец керна изготавливают из модельной смеси, содержание нефти в которой соответствует керну, полученному при бурении залежи, по длине образца создают перепад давления, к одному торцу образца керна подают водяной пар, с другого торца образца керна осуществляют отбор жидкости, коэффициент извлечения нефти рассчитывают как отношение массы нефти в выделившейся жидкости к массе нефти, находившейся в образце керна.