Способ определения коэффициента вытеснения и коэффициента довытеснения нефти ионно-модифицированной водой Российский патент 2022 года по МПК E21B49/00 G01N15/08 G01N33/24 

Заявленное изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к добыче жидких или газообразных текучих сред из буровых скважин вытеснением водой.

Далее в тексте заявителем приведены термины и сокращения, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу

ИМВ - ионно-модифицированная вода.

ЦКР - центральная комиссия по разработке.

Коэффициент вытеснения нефти – отношение объема нефти, вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом (водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой же области [https://www.google.com/search?q=коэффициент+довытеснения+нефти].

Коэффициент довытеснения нефти – отношение объема нефти, дополнительно вытесненной из области пласта, занятой различными реагентами, к содержанию нефти в этой же области, оставшейся после определения коэффициента вытеснения нефти.

Конечный (суммарный) коэффициент вытеснения – в контексте настоящего описания обозначает сумму коэффициентов вытеснения и довытеснения на конец исследования.

Терригенные породы - это осадочные образования, сложенные терригенными минералами или обломками материнских пород. В основном состоят из обломков кварца, полевого шпата, слюды и т.п. Грануляраный тип коллектора.

Карбонатные породы - соли CaMgCO₃ и др. химического материала отложенных из вод.

Из исследованного уровня техники заявителем выявлены технические решения, направленные на исследование воздействия ИМВ на керновую модель пласта в целом, используемые для более полной оценки воздействия составов ионно-модифицированной воды на коэффициент вытеснения, а также более четкого выявления возможности дополнительной добычи нефти за счет изменения смачиваемости породы вследствие контакта с пластовой водой.

Заводнение нефтеносных пластов ионно-модифицированной водой является одним из известных, недавно разработанных способов повышения нефтеотдачи. Суть известного способа заключается в закачке в нефтяные пласты соляного раствора низкой минерализации, до 20г/л, за счёт снижения краевого угла смачивания. Из-за сложности взаимодействия между нефтью, пластовой водой и породой механизмы закачки ионно-модифицированной воды еще полностью не изучены [A. Katende, F. Sagala (2019), A critical review of low salinity water flooding: mechanism, laboratory and field application J. Mol. Liq., 278 (2019), pp. 627-649].

Выявлены различные механизмы, такие как изменение смачиваемости, осмос [S.B. Fredriksen, A.U. Rognmo, K. Sandengen, M.A. Fern (2017) Wettability effects on osmosis as an oil-mobilization mechanism during low-salinity waterflooding Petrophysics, 58 (2017), pp. 28-35; L. Yan, H. Aslannejad, S.M. Hassanizadeh, A. Raoof (2020), Impact of water salinity differential on a crude oil droplet constrained in a capillary: pore-scale mechanisms, Fuel, 274 (2020)], миграция глинистых частиц, вязкоупругая поверхность раздела жидкости (M.M. Bidhendi, G. Garcia-Olvera, B. Morin, J.S. Oakey, V. Alvarado 2018), Interfacial viscoelasticity of crude oil/brine: an alternative enhanced-oil-recovery mechanism in smart waterflooding, SPE J., 23 (2018), pp. 803-818), солевой эффект (A. Rezaeidoust, T. Puntervold, S. Strand, T. Austad(2009), Smart water as wettability modifier in carbonate and sandstone: a discussion of similarities/differences in the chemical mechanisms, Energy Fuels, 23 (2009), pp. 4479-4485) и др. Среди известных механизмов изменение смачиваемости в настоящее время считается доминирующим [F. Liu, M. Wang (2020), Review of low salinity waterflooding mechanisms: wettability alteration and its impact on oil recovery, Fuel, 267 (2020)]. Механизм изменения смачиваемости предполагает, что путем закачки ионно-модифицированной воды смачиваемости породы водой может быть улучшена, что приводит к более эффективному отрыву капель нефти от поверхности породы, тем самым улучшая коэффициент вытеснения [Y. Chen, N.K. Jha, D. Al-Bayati, M. Lebedev, M. Sarmadivaleh, S. Iglauer, Saeedi, Q. Xie(2020), Geochemical controls on wettability alteration at pore-scale during low salinity water flooding in sandstone using X-ray micro computed tomography, Fuel, 271 (2020)]. Начальное состояние смачиваемости коллекторов играет важную роль в успешности использования ионно-модифицированной воды, посредством изменения смачиваемости. Другими важными факторами успеха изменения смачиваемости являются соленость ИМВ и присутствие определенных ионов в ИМВ. В терригенных же пластах эффективность использования ионно-модифицированной воды зависит от наличия глинистых частиц в породе.

Для исследования эффективности ИМВ используются два основных способа – способ фильтрации (вынужденного вытеснения) и способ самопроизвольной капилярной пропитки [Ali K. Alhuraishawy, Missan Oil Company (2018), New Insights of Low Salinity Water Flooding in Low Permeability-Low Porosity Clay Rich Sandstone Reservoir SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition held in Kuwait City, Kuwait, 10-12 December 2018. Tor Austad, Alireza RezaeiDoust and Tina Puntervold, (2010) Chemical Mechanism of Low Salinity Water Flooding in Sandstone Reservoirs, SPE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, USA, 24–28 April 2010. Iván Darío (2017) Enhanced oil recovery from Sandstones and Carbonates with “Smart Water” faculty of science and technology department of petroleum engineering 2017. Aleksandr Mamonov, Tina Puntervold (2017) EOR by Smart Water Flooding in Sandstone Reservoirs - Effect of Sandstone Mineralogy on Initial Wetting and Oil Recovery SPE Russian Petroleum Technology Conference held in Moscow, Russia, 16-18 October 2017]

Сущностью способа фильтрации является:

1) Состаренный нефтенасыщенный керн в резиновом кожухе помещается в кернодержатель, после чего создается всестороннее давление путем закачки воды в пространство между кожухом и стенкой кернодержателя.

2) Затем система с открытым перепускным клапаном заполняется первой прокачиваемой водой до достижения значения противодавления. В то же время происходит нагрев системы до нужной температуры.

3) После стабилизации давления/температуры системы перепускной клапан закрывается и закачиваемая вода начинает идти через керн, вытесняя нефть. Отобранная с нефтью вода исследуется на pH и ионный состав. Типичной последовательностью закачки является пластовая вода → ионно-модифицированная вода. Закачиваемый соляной раствор меняется на другой при достижении максимальной нефтеотдачи.

Недостатком известного технического решения является несоблюдение российского отраслевого стандарта, что приводит к невозможности использовать полученных коэффициентов вытеснения для защиты их в ЦКР. Разделение эффекта изменения смачиваемости от взаимодействия породы с пластовой водой и составом ионно-модифицированной водой в таком случае затруднительно.

Сущностью способа самопроизвольной капилярной пропитки является: состаренный нефтенасыщенный керн помещается в сосуд Амотт, который заполняется вытесняющей водой. Количество нефти, вытесненной за счет капиллярных сил, регистрируется по времени. Вытесняющая вода заменяется на другую по мере достижения максимальной нефтеотдачи. Типичной последовательностью является: пластовая вода → ионно-модифицированная вода.

Недостатком известного технического решения является несоблюдение российского отраслевого стандарта, что приводит к невозможности использовать полученные коэффициенты вытеснения для защиты их в ЦКР. Разделение эффекта изменения смачиваемости от взаимодействия породы с пластовой водой и составом ионно-модифицированной водой в таком случае затруднительно.

В России стандартным методом определения коэффициента вытеснения является ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях». Сущностью является вытеснение нефти из образца, которое производят при подаче воды с постоянной заданной скоростью. Нагнетание вытесняющей воды при выбранной скорости проводят непрерывно до полного обводнения выходящей жидкости, но не менее 3 - 5 объемов пустотного пространства. В заключительной стадии каждого испытания прокачивают через образец вытесняющую воду в количестве 2-х объемов пустотного пространства при скорости, в 10 раз превышающей скорость, выбранную для вытеснения.

Недостатками известного метода являются некорректная оценка коэффициента вытеснения. Разделение эффекта изменения смачиваемости от взаимодействия породы с пластовой водой и составом ионно-модифицированной водой в таком случае затруднительно.

Наиболее близким к заявленному техническому решению по назначению и совокупности совпадающих признаков выявленным заявителем из патентных баз данных является способ, описанный в изобретении по патенту RU № 2609031 «Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта». Сущностью известного технического решения в отношении состава является состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта, отличающийся тем, что он включает ионы гидрокарбоната, сульфата, хлора, кальция, магния, натрия, калия при следующем соотношении компонентов, мг/л:

Гидрокарбонаты (HCO₃^-) 110-130 Сульфаты (SO₄^2-) 9100-9300 Хлор (Cl^-) 4300-4500 Кальций (Ca²⁺) 450-550 Магний (Mg²⁺) 1050-1100 Натрий (Na⁺) 4500-5000 Калий (K⁺) 350-420

Сущностью известного технического решения в отношении способа является то, что для проведения исследований:

- Берут керновый материал, нефть и пластовую воду конкретного месторождения.

- Керн подвергают экстракции агентами, не меняющими его смачиваемость с целью сохранения начального состояния.

- Затем образцы керна насыщают нефтью и выдерживают в нефти с целью гарантированного восстановления пластовых свойств в части смачиваемости.

- Далее определяют оптимальный состав ионно-модифицированной воды

- Проверяют эффективность в эксперименте по самопроизвольной капиллярной пропитке и рассчитывают коэффициенты довытеснения нефти ионно-модифицированной водой при капиллярной пропитке

- Проверяют эффективность в эксперименте по принудительному вытеснению нефти пластовой и ионно-модифицированной водой, и рассчитывают коэффициенты довытеснения нефти ионно-модифицированной водой при вытеснении, время реакции, фазовые проницаемости при вытеснении, изменение проницаемости для различных вод (пластовой и ионно-модифицированной) и их смесей.

Недостатком прототипа является невозможность определения полного коэффицента вытеснения и четкого определения коэффициента довытеснения нефти, что снижает эффективность использования изобретения при использовании по назначению.

Техническим результатом заявленного технического решения является устранение недостатка прототипа посредством разработки способа определения коэффициента вытеснения и коэффициента довытеснения нефти ионно-модифицированной водой, в результате чего достигается определение полного коэффициента вытеснения и четкое определение коэффициента довытеснения нефти.

Сущностью заявленного технического решения является способ определения коэффициента вытеснения и коэффициента довытеснения нефти ионно-модифицированной водой, заключающийся в том, что берут образец породы и создают начальную нефтенасыщенность; вытесняют нефть пластовой водой до полного прекращения выхода нефти; определяют коэффициент вытеснения; останавливают эксперимент на старение в течение не менее 24 часов; повторно вытесняют нефть пластовой водой до полного прекращения выхода нефти; определяют коэффициент вытеснения; вытесняют нефть составом ионно-модифицированной воды до полного прекращения выхода нефти; определяют коэффициент довытеснения; останавливают эксперимент на старение и изменение смачиваемости за счет контакта с раствором ионно-модифицированной воды; вытесняют нефть составом ионно-модифицированной воды до полного прекращения выхода нефти; определяют коэффициент довытеснения; извлекают образец породы из фильтрационной установки, помещают в сосуд Аммота для капиллярной пропитки; определяют коэффициент довытеснения.

Далее заявителем приведено более детальное описание заявленного технического решения.

Принимая во внимание факт того, чтоо время разработки месторождений нефти заводнением, нефтенасыщенная порода имеет длительный контакт с жидкостью заводнения (по сути весь период разработки, а это годы и десятилетия). При контакте породы с минерализованной воды изменяется смачиваемость нефтенасыщенной породы, что влияет на коэффициент вытеснения нефти. Во время определения коэффициента вытеснения в лабораторных условиях время контакта жидкости заводнения и породы сильно снижается, что приводит к некорректной оценке конечной нефтеотдачи. При этом довытеснение нефти, которое обуславливается длительным контактом с жидкостью заводнения, может восприниматься как эффект от использования ИМВ. И по результатам лабораторных исследований можно сделать ложный вывод о высокой эффективности применения ИМВ для условий, в которых на самом деле эта эффективность может значительно отличатся от реальных значений.

Заявленное техническое решение позволяет определить полный коэффициент вытеснения нефти в нефтенасыщенной породе обычной водой закачки и четко определить коэффициент довытеснения при использовании ИМВ за счет использования заявленной совокупности признаков, например, за счет старения образца в жидкости закачки, старения образца в ИМВ, использования для вытеснения ионно-модифицированной воды.

Далее заявителем приведена последовательность действий заявленного способа:

1) Берут образец породы и создают начальную нефтенасыщенность согласно ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

2) Вытесняют нефть пластовой водой до полного прекращения выхода нефти

3) Определяют коэффициент вытеснения.

4) Останавливают эксперимент на старение, например, в течение не менее 24 часов.

5) Повторно вытесняют нефть пластовой водой до полного прекращения выхода нефти

6) Определяют коэффициент вытеснения.

7) Вытесняют нефть составом ИМВ до полного прекращения выхода нефти.

8) Определяют коэффициент довытеснения.

9) Останавливают эксперимент на старение, например, в течение не менее 24.

10) Вытесняют нефть составом ИМВ до полного прекращения выхода нефти.

11) Определяют коэффициент довытеснения.

12) Извлекают образец породы из фильтрационной установки, помещают в сосуд Аммота для капиллярной пропитки.

13) Определяют коэффициент довытеснения и конечный коэффициент вытеснения.

Далее заявителем приведены примеры практического осуществления заявленного технического решения.

В экспериментах использовали стандартное оборудование, реактивы и известные лабораторные методики.

Пример 1.

Определение коэффициента вытеснения и коэффициента довытеснения нефти ионно-модифицированной водой на глинистых образцах керна.

Для эксперимента взяли 3 образца песчаника с высоким содержанием глин.

1) На образцах создали начальную нефтенасыщенность согласно ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

2) Вытеснили нефть пластовой водой до полного прекращения выхода нефти.

3) Определили коэффициент вытеснения, который на данном этапе составил 42,92%.

4) Затем на выходе подачу пластовой воды прекратили и образцы оставили в кернодержателе на старение в течение, например,  24 часов.

5) Далее повторно вытеснили нефть пластовой водой до полного прекращения выхода нефти.

6) Определили коэффициент вытеснения, при этом на данном этапе дополнительно было вытеснено 5,35%, коэффициент вытеснения составил 48,3%.

7) Далее провели вытеснение нефти составом ионно-модифицированной воды. Ионно-модифицированную воду прокачивали до полного прекращения выхода нефти.

8) Определили коэффициент довытеснения. На данном этапе дополнительно было вытеснено 0,78%, коэффициент довытеснения составил 0,78%.

9) Затем на выходе подачу ионно-модифицированной воды прекратили, а образцы оставили в кернодержателе на старение в течение 24 часов.

10) После старения вытеснение ионно-модифицированной водой продолжалось до полного прекращения выхода нефти.

11) Определили коэффициент довытеснения. На данном этапе дополнительно было вытеснено 1,5%, коэффициент довытеснения составил 2,28%.

12) Затем образцы извлекли из кернодержателя, при этом образец, который находился на выходе, поместили в сосуд Аммота, который затем заполнили составом ионно-модифицированной воды для капиллярной пропитки в течение, например, 30 дней.

13) За это время из образца в статическом режиме было вытеснено 0,4 мл нефти, коэффицент довытеснения составил 5,13%. Таким образом, конечный (суммарный) коэффициент вытеснения составил 53,42%.

Из результатов, приведенных в Примере 1, можно сделать следующие выводы:

– коэффициент вытеснения определен наиболее полно за счет старения образца в жидкости закачки.

– коэффициент довытеснения определяется наиболее корректно за счет старения образца в ИМВ;

– использование метода статического вытеснения показывает эффективное довытеснение нефти в случае использования ионно-модифицированной воды на глинистых образцах.

Пример 2. Определение коэффициента вытеснения и коэффициента довытеснения нефти ионно-модифицированной водой на чисто кварцевых образцах керна.

Для эксперимента взяли 3 образца чистого кварцевого песчаника с небольшим содержанием известкового цемента.

1) На образцах создали начальную нефтенасыщенность согласно ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

2) Вытеснили нефть пластовой водой до полного прекращения выхода нефти.

3) Определили коэффициент вытеснения, который на данном этапе составил 31,75%.

4) Затем на выходе подачу пластовой воды прекратили и образцы оставили в кернодержателе на старение в течение, например, 24 часов.

5) Затем повторно вытеснили нефть пластовой водой до полного прекращения выхода нефти.

6) Определили коэффициент вытеснения. На данном этапе дополнительно было вытеснено 4,66%, и коэффициент вытеснения составил 36,4%.

7) Далее провели вытеснение нефти составом ионно-модифицированной воды. Ионно-модифицированную воду прокачивали до полного прекращения выхода нефти.

8) Определили коэффициент довытеснения. На данном этапе дополнительно было вытеснено 1,25%, коэффициент довытеснения составил 1,25%.

9) Затем подачу ионно-модифицированной воды прекратили, а образцы оставили в кернодержателе на старение в течение 24 часов.

10) После старения вытеснение ионно-модифицированной водой продолжалось до полного прекращения выхода нефти.

11) Определили коэффициент довытеснения. На данном этапе дополнительно было вытеснено 1,16%, коэффициент довытеснения составил 2,41%.

12) Затем образцы извлекли из кернодержателя, при этом образец, который находился на выходе, поместили в сосуд Аммота, который затем заполнили составом ионно-модифицированной воды для капиллярной пропитки в течение, например, 30 дней.

13) За это время из образца в статическом режиме дополнительного вытеснения не наблюдалось. Конечный (суммарный) коэффициент вытеснения нефти составил 38,83%.

Из результатов, приведенных в Примере 2, можно сделать следующие выводы:

– коэффициент вытеснения определен наиболее полно за счет старения образца в жидкости закачки.

– коэффициент довытеснения определяется наиболее корректно за счет старения образца в ИМВ;

– использование метода статического вытеснения не показывает довытеснение нефти в случае использования ионно-модифицированной воды на чисто кварцевых образцах.

Таким образом, из описанного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнут заявленный технический результат, а именно: разработан способ определения коэффициента вытеснения и коэффициента довытеснения нефти ионно-модифицированной водой, в результате чего достигается определение полного коэффициента вытеснения и четкое определение коэффициента довытеснения.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна», предъявляемому к изобретениям, так как на дату предоставления заявочных материалов заявителем не выявлены источники, обладающие совокупность признаков, идентичных совокупности признаков заявленного технического решения.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, т. к. совокупность заявленных признаков обеспечивает получение неочевидных для специалиста технических результатов, превышающих технический результат известных аналогов.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость» предъявляемому к изобретениям, т.к. заявленный способ может быть осуществлен посредством использования стандартного оборудования и известных приемов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче жидких или газообразных текучих сред из буровых скважин вытеснением водой. Техническим результатом является определение полного коэффициента вытеснения и четкое определение коэффициента довытеснения нефти. Заявлен способ определения коэффициента вытеснения и коэффициента довытеснения нефти ионно-модифицированной водой, заключающийся в том, что берут один или несколько образцов породы и создают начальную нефтенасыщенность согласно ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях»; вытесняют нефть пластовой водой до полного прекращения выхода нефти и определяют коэффициент вытеснения; останавливают эксперимент на старение в течение не менее 24 часов; повторно вытесняют нефть пластовой водой до полного прекращения выхода нефти и определяют коэффициент вытеснения; вытесняют нефть составом ионно-модифицированной воды до полного прекращения выхода нефти и определяют коэффициент довытеснения; останавливают эксперимент на старение и изменение смачиваемости за счет контакта с раствором ионно-модифицированной воды; вытесняют нефть составом ионно-модифицированной воды до полного прекращения выхода нефти; извлекают образец или образцы породы из фильтрационной установки, помещают в сосуд Аммота для капиллярной пропитки и определяют коэффициент довытеснения.

Способ определения коэффициента вытеснения и коэффициента довытеснения нефти ионно-модифицированной водой, заключающийся в том, что берут образец породы и создают начальную нефтенасыщенность;

вытесняют нефть пластовой водой до полного прекращения выхода нефти; определяют коэффициент вытеснения;

останавливают эксперимент на старение в течение не менее 24 часов;

повторно вытесняют нефть пластовой водой до полного прекращения выхода нефти; определяют коэффициент вытеснения;

вытесняют нефть составом ионно-модифицированной воды до полного прекращения выхода нефти; определяют коэффициент довытеснения;

останавливают эксперимент на старение и изменение смачиваемости за счет контакта с раствором ионно-модифицированной воды;

вытесняют нефть составом ионно-модифицированной воды до полного прекращения выхода нефти; определяют коэффициент довытеснения;

извлекают образец породы из фильтрационной установки, помещают в сосуд Аммота для капиллярной пропитки; определяют коэффициент довытеснения.