Способ лабораторного определения коэффициента извлечения нефти с использованием технологий закачки пара

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.

 

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.

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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам и средствам определения физико-механических характеристик носителя или катализатора, в частности к способу определения показателя истираемости и к устройству для определения показателя истираемости носителя или катализатора.

Изобретение относится к устройствам для исследования физических свойств образцов керна горных пород в лабораторных условиях и может найти применение в геологии, горной и нефтегазодобывающей промышленности.

Изобретение относится к области исследования физических свойств горных пород и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Способ заключается в том, что образцы керна, насыщенные керосином с остаточной водой, устанавливают в кернодержатель фильтрационной системы, создают заданные термобарические условия, прокачивают керосин в объеме 3–4 объемов пор образца, в передвижной обогревательной системе с помещенным в нее пробоотборником с пробой нефти создают термобарические условия, аналогичные установленным в кернодержателе, замещают керосин на нефть посредством подключения передвижной обогревательной системы в гидравлическую схему фильтрационной установки, определяют коэффициент проницаемости, устанавливают пластовую температуру, пластовое давление и горное давление, установку модернизируют путем подключения пробоотборника с передвижной обогревательной системой, в которую помещают пластовую пробу нефти, перед подключением в гидравлическую схему фильтрационной установки перемешивают её качанием в ручном режиме с контролем температуры и давления в пробоотборнике для максимальной гомогенизации флюида, начало процесса формирования твердых фаз парафинов и асфальтенов регистрируют по резкому уменьшению коэффициента проницаемости.

Изобретение относится к установкам для определения зависимости физических свойств горных пород от форм и видов связи насыщающей их воды и может быть использовано в нефтяной геологии.

Изобретение относится к установкам для определения зависимости физических свойств горных пород от форм и видов связи насыщающей их воды и может быть использовано в нефтяной геологии.

Изобретение относится к способу и системе определения величины пористости, связанной с органическим веществом, в скважине или в продуктивных пластах. Техническим результатом является создание усовершенствованного способа оценки величины пористости, связанной с органическим веществом геологического материала.

Изобретение относится к способу и системе определения величины пористости, связанной с органическим веществом, в скважине или в продуктивных пластах. Техническим результатом является создание усовершенствованного способа оценки величины пористости, связанной с органическим веществом геологического материала.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технической задачей предлагаемого способа является обеспечение возможности измерения дебитов нефти, воды и газа при различных содержаниях свободного газа в измеряемой продукции, в том числе при его полном отсутствии.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано при исследовании процессов массопереноса и для определения коэффициентов диффузии растворителей в ортотропных капиллярно-пористых материалов в бумажной, легкой, строительной и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано при исследовании процессов массопереноса и для определения коэффициентов диффузии растворителей в ортотропных капиллярно-пористых материалов в бумажной, легкой, строительной и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к лабораторной установке - индивидуальному капилляриметру в пластовых условиях для индивидуального изучения капиллярных свойств 18 образцов керна в пластовых условиях.

Изобретение относится к разработке месторождения полезных ископаемых. Техническим результатом является повышение продуктивности недавно разработанных месторождений полезных ископаемых, ускоренная адаптация планов разработки месторождений полезных ископаемых, надежное принятие решений, включающее возможности для устранения неопределенности.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием, сокращение сроков прогрева обрабатываемого пласта, снижение энергетических затрат на реализацию способа, увеличение коэффициента нефтеизвлечения.

Изобретение относится к исследованию фильтрационно-емкостных свойств горных пород и может быть использовано в научно-исследовательских целях для моделирования фильтрационных процессов и прогнозирования коэффициентов вытеснения нефти при проектировании систем разработки конкретного месторождения.

Изобретение относится к области геологии и касается способа выявления улучшенных коллекторских свойств высокоуглеродистых пород. Способ включает в себя отбор образцов керна из высокоуглеродистых пород, исследование образцов проб методом ИК-спектроскопии, получение ИК-спектров минеральной матрицы породы и сопоставление их с эталонными спектрами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газовых залежей, при количественной интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС), эксплуатации нефтяных месторождений.

Изобретение относится к способам и методам петрофизических и геохимических исследований коллекции керна нетрадиционного резервуара юрской высокоуглеродистой формации (ЮВУФ) и может быть использовано при определении линейных ресурсов нефти и газа, технически извлекаемых из ЮВУФ, с учетом их различной степени связанности с матрицей породы и заполнения сообщающихся и/или не сообщающихся пор.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для исследования и освоения пласта, а также для очистки призабойной части пласта и забоя скважины.

Изобретение относится к области исследования физических свойств горных пород и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Способ заключается в том, что образцы керна, насыщенные керосином с остаточной водой, устанавливают в кернодержатель фильтрационной системы, создают заданные термобарические условия, прокачивают керосин в объеме 3–4 объемов пор образца, в передвижной обогревательной системе с помещенным в нее пробоотборником с пробой нефти создают термобарические условия, аналогичные установленным в кернодержателе, замещают керосин на нефть посредством подключения передвижной обогревательной системы в гидравлическую схему фильтрационной установки, определяют коэффициент проницаемости, устанавливают пластовую температуру, пластовое давление и горное давление, установку модернизируют путем подключения пробоотборника с передвижной обогревательной системой, в которую помещают пластовую пробу нефти, перед подключением в гидравлическую схему фильтрационной установки перемешивают её качанием в ручном режиме с контролем температуры и давления в пробоотборнике для максимальной гомогенизации флюида, начало процесса формирования твердых фаз парафинов и асфальтенов регистрируют по резкому уменьшению коэффициента проницаемости.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключение неравномерности прогрева и прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

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.

Наверх