Способ определения коэффициента вытеснения нефти в масштабе пор на основе 4D-микротомографии и устройство для его реализации
METHOD FOR DETERMINING THE OIL DISPLACEMENT COEFFICIENT AT THE PORE SCALE BASED ON 4D MICROTOMOGRAPHY AND A DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Заявленная группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли, а именно – к специальным исследованиям керна для проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений с применением различных систем заводнения. Основной особенностью изобретения является оценка изменения объемов нефтенасыщения непосредственно внутри эффективной пористости образца в ходе эксперимента по вытеснению нефти на основе применения 4D рентгеновской компьютерной микротомографии.
Далее в тексте заявителем приведены термины, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу.
Коэффициент вытеснения нефти (К
)
вн
- предельная величина нефтеотдачи, которую можно достичь в лабораторных условиях с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы [Интенсификация разработки и повышения нефтеотдачи пластов [Электронный ресурс] : электронный учебно-методический комплекс / А. В. Лысенков; Федеральное гос. бюджетное образовательное учреждение высш. проф. образования "Уфимский гос. нефтяной технический ун-т" (ФГБОУ ВПО УГНТУ), Структурное подразделение "Ин-т доп. проф. образования" (ССП УГНТУ "ИДПО"). - Уфа : ФГБОУ ВПО УГНТУ, 2014].
4D-микротомография
– метод, где трехмерный компьютерный микротомографический объем, содержащий движущуюся структуру, может быть визуализирован в течение определенного периода времени, создавая набор данных динамического объема [Kwong Y, Mel AO, Wheeler G, Troupis JM. Four-dimensional computed tomography (4DCT): A review of the current status and applications. J Med Imaging Radiat Oncol. 2015 Oct;59(5):545-54. doi: 10.1111/1754-9485.12326. Epub 2015 Jun 3. PMID: 26041442].
Эквивалентный диаметр поры
– диаметр шара, объем которого соответствует объему поры [Hu, X., Hu, S., Jin, F., Huang, S. (Eds.), 2017. Physics of Petroleum Reservoirs, Springer Mineralogy. Springer Berlin Heidelberg, Berlin, Heidelberg. https://doi.org/10.1007/978-3-662-53284-3].
Экстрагированный
– подвергшийся углеводородной экстракции в аппаратах Сокслета [Макфи К., Рид Дж., Зубизаретта И. Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам // М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. 924 с.].
Одним из наиболее важных параметров, определяемых в ходе специальных лабораторных исследований керна, является коэффициент вытеснения нефти. Он позволяет оценить потенциал извлечения нефти из продуктивных пластов месторождения, поэтому от его точности зависит итоговый прогноз технико-экономических показателей разработки. Кроме того, достоверность лабораторных исследований коэффициента вытеснения нефти влияет на выбор новых более эффективных агентов вытеснения и систем заводнения, используемых для увеличения нефтеотдачи пласта, таких, как полимерное заводнение, применение ПАВ и др. Особую значимость при этом имеет возможность оценки вытесняющей способности в масштабе пор, позволяющая понять физические особенности процессов, происходящих в поровом пространстве коллектора. В настоящее время в нефтегазовой области растет понимание того, что стандартных методов оценки коэффициента вытеснения нефти, разработанных несколько десятилетий назад, недостаточно для детального понимания процессов, происходящих в коллекторе в условиях пласта.
По результатам исследования уровня техники заявителем выбраны аналоги, наиболее близкие к заявленному техническому решению по совокупности существенных признаков.
Известен способ [Балин В.П., Мохова Н.А., Синцов И.А., Остапчук Д.А. Определение коэффициента вытеснения нефти с использованием изучения структуры порового пространства методом капилляриметрии // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 1-2. C. 40-50] измерения коэффициента вытеснения нефти на основе изучения структуры порового пространства образцов керна капилляриметрией, для чего на образцах керна соответствующего объекта должны быть проведены капилляриметрические исследования с помощью метода центрифугирования или полупроницаемой мембраны. Метод учитывает вклад в фильтрацию поровых каналов разного размера, соответствующего доле объема пор, в которых сосредоточены подвижные запасы нефти. Показана удовлетворительная сходимость полученных результатов с результатами специальных потоковых экспериментов.
Недостатком известного способа является его преимущественно дополняющий лабораторные измерения характер при анализе и обосновании параметров вытеснения. В случае самостоятельного применения имеется необходимость в достаточной выборке коллекции образцов по проницаемости при отсутствии на объекте прямых специальных лабораторных исследований.
Известно изобретение по патенту RU 2445604 «Способ достоверного определения коэффициента вытеснения и относительных фазовых проницаемостей, промыслового типа», сущностью является способ достоверного определения коэффициента вытеснения и относительных фазовых проницаемостей, включающий проведение промысловых гидродинамических исследований скважины и геофизических измерений, отличающийся тем, что для исследования выбирают вышедшую из бурения или ранее использовавшуюся для добычи нефти нагнетательную скважину с вертикальным или наклонно-направленным стволом, вскрывающую пласт от кровли до подошвы; перед началом закачки в скважине проводят геофизические исследования с целью определения начального профиля распределения коэффициента нефтенасыщенности; в скважину начинают закачивать рабочий агент; в разные моменты времени осуществляют замеры забойного давления, профиля приемистости рабочего агента по разрезу пласта, а также профиля распределения коэффициента водонасыщенности; замеры прекращают на n-м этапе, когда профили коэффициента водонасыщенности повторяют замеренные профили на (n-1)-м этапе; по результатам указанного мониторинга определяют коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом, а также функции относительных фазовых проницаемостей для каждого характерного интервала разреза пласта.
н начi
н начi.
вытi
При этом  отличительной чертой известного изобретения  является использование вышедшей из бурения или ранее использовавшейся для добычи нефти вертикальной или наклонно-направленной скважины, вскрывающей слой от кровли до подошвы. В ней реализуют стандартный комплекс геофизических и гидродинамических исследований и определяют параметры пласта, включая начальное распределение коэффициента нефтенасыщенности, вдоль всего вскрытого разреза. Далее в скважине в процессе дальнейшего исследования применяются геофизические методы контроля динамики текущего насыщения пласта (например, метод импульсного нейтрон-нейтронного каротажа с закачкой солевого раствора или другие методы с использованием меченых агентов нагнетания). В скважину начинают закачивать рабочий агент. Предусматривают, что предстоящий мониторинг за процессом закачки будет включать несколько этапов по времени. На каждом этапе на основе геофизических исследований определяют текущее распределение коэффициента нефтенасыщенности вдоль вскрытого разреза, профили приемистости рабочего агента и температуры вдоль всего разреза. На протяжении всех этапов изменение забойного давления постоянно регистрируют одним или несколькими высокоточными манометрами, по возможности размещаемыми на различных высотных отметках в пределах интервала вскрытия пласта. Комплекс геофизических исследований заканчивается на n-м этапе, когда профиль нефтенасыщенности на n-м этапе совпадает с профилем нефтенасыщенности на предыдущем (n-1-м) этапе. По результатам геофизических исследований до начала закачки агента определяют значение коэффициента нефтенасыщенности в каждом i-м характерном интервале пласта S. Под характерным интервалом пласта понимается литологически однородный прослой, в пределах которого имеют место стабильные значения определяемых по геофизическим данным параметров, включая величину коэффициента начальной нефтенасыщенности SПроинтерпретированный по результатам ГИС профиль коэффициента нефтенасыщенности на n-м этапе геофизических замеров позволяет определить истинные предельные значения коэффициента вытеснения в каждом i-м характерном интервале (прослое) К по следующей формуле,
,
n
н, i
вытi
в остi
nн, i
где S- коэффициент остаточной нефтенасыщенности в i-м прослое на конец n-го этапа исследований. Полученные таким образом оценки К соответствуют искомым величинам для интервалов, нефтенасыщенность которых на начало исследования соответствовала ее максимальному значению 1-S. Однако сами величины Sмогут использоваться как значения остаточной нефтенасыщенности для задания кривых ОФП для всех исследованных интервалов.
Недостатком известного технического решения является трудоемкость его проведения, заключающаяся в многозадачности, крупных финансовых затратах и невозможность повсеместного использования, так как не для каждого промыслового участка может иметься скважина, в которой можно проводить подобный эксперимент. Обращает внимание также отсутствие сравнения промысловых экспериментов с общепринятыми лабораторными исследованиями.
н
Известно изобретение по патенту RU 2654315, сущностью является способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии, согласно которому из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии изготовляют стандартные цилиндрические образцы, экстрагируют их от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии, определяют коэффициент пористости Кп, коэффициент абсолютной проницаемости по газу Кпрг и вязкость нефти μ, под вакуумом производят 100%-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью, насыщенный образец взвешивают в воздухе, методом капилляриметрии производят вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности, определяют коэффициент остаточной водонасыщенности Ков, далее устанавливают коэффициент вытеснения нефти Квт, отличающийся тем, что после 100%-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно производят взвешивание его в воде, затем определяют объемную плотность ρ горной породы, из которой состоит образец, методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции Z образца по формуле:
Z=101,442-191,381⋅Кп+29,490⋅Ков+13,620⋅Кпрг-35,118⋅ρ,
где Кп - коэффициент пористости, д.ед.;
Ков - коэффициент остаточной водонасыщенности образца, д.ед.;
2
Кпрг - коэффициент абсолютной проницаемости по газу, мкм;
3
ρ - объемная плотность горной породы, г/см,
по указанной дискриминантной функции Z определяют класс горной породы, из которого выполнен образец, исходя из следующего:
при Z>0 горную породу относят к первому классу;
при Z<0 - ко второму классу,
М1
далее для образца, отнесенного к первому классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти Квт по формуле:
М1
н
н
Квт=1,1483-5,6251⋅Кпрг+0,1718⋅μ+16,1795⋅(Кпрг/μ)-0,4404⋅ρ-0,1534⋅Ков,
М2
а для образца, отнесенного ко второму классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти Квт по следующей формуле:
М2
н
Квт=0,5712+0,1914⋅Кпрг+0,2823⋅(Кпрг/μ),
М1
где Квт - коэффициент вытеснения нефти образца первого класса, д.ед;
М2
Квт - коэффициент вытеснения нефти образца второго класса, д.ед;
н
μ - вязкость нефти, мПа⋅с.
н
Способ по п.1, отличающийся тем, что значение коэффициента вытеснения нефти Квт для конкретного продуктивного пласта рассчитывают по средним для всех образцов обоих классов значениям коэффициентов пористости Кп, абсолютной проницаемости по газу Кпрг и остаточной водонасыщенности Ков, объемной плотности горной породы ρ и известному значению вязкости нефти μ.
Таким образом,  применимый для повышения точности определения коэффициента вытеснения нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Соликамской депрессии, заключающийся в сочетании метода капилляриметрии и метода дискриминантного анализа. Изготавливают стандартные цилиндрические образцы, экстрагируют их от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии, определяют коэффициент пористости и коэффициент проницаемости по газу и вязкость нефти. Далее под вакуумом производят 100% насыщение образца пластовой водой или ее моделью и взвешивают насыщенный водой образец в воздухе. После этого методом капилляриметрии производят вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности, в результате чего определяется коэффициент остаточной водонасыщенности. После насыщения образца водой до 100% под вакуумом дополнительно взвешивают его в воде, и определяют объемную плотность горной породы, из которой состоит образец. Методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции образца. По дискриминантной функции определяют класс горной породы, к которому относится образец и рассчитывают коэффициент вытеснениянефти с учетом класса горной породы. Предлагаемый способ позволяет проводить определение коэффициента вытеснения нефти с точностью, превышающей в 5,9 раз точность определения этого показателя по стандартной методике на основе ОСТ 39-195-86, и таким образом обеспечивается наиболее точное представление о распределении запасов нефти.
Недостатком известного технического решения является его ориентированность только для башкирских карбонатных пород Соликамской депрессии, и необходимость обширных исследований для других геологических объектов.
Известно изобретение по патенту WO2013180593A1 «Способ определения коэффициента нефтегазонасыщенности по комплексу ГИС на основании импульсных нейтронных методов каротажа», сущностью является способ определения содержания углеводородов по комплексу геофизических исследований скважины (ГИС) на основании импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) или импульсного нейтрон-гамма каротажа (ИНГК) в дальнейшем (ИНК), заключающийся в проведении измерений методом ИНК и расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов горной породы, определении по комплексу ГИС макрокомпонентного состава пород, включая пористость, при этом для расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов пластовой водой и углеводородами используют их элементный состав и плотность, а сам расчет углеводородонасыщенности осуществляют по зависимости для газа
и для нефти
где ∑i,  ∑в ∑нг - макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов компонентов горной породы, остаточной воды, пластовой воды и углеводородной фазы;
Ki, Kп, Kов, Kв и Kнг, - концентрация i-го макрокомпонента, коэффициенты пористости, остаточной водонасыщенности, текущей водо- и нефтегазонасыщенно сти;
Σu и Σн - макроскопическое сечение газа и нефти соответственно,
отличающийся тем, что для расчета макроскопических сечений поглощений тепловых нейтронов макрокомпонентами, образующими твердую фазу пород, дополнительно подготавливают коллекцию образцов керна из опорных скважин, на которой проводят измерения минерального, элементного состава образцов и потери веса образца при нагревании, формируют минерально-компонентную модель породы и рассчитывают макроскопические сечения поглощения тепловых нейтронов для каждой макрокомпоненты, образующей твердую фазу породы.
Таким образом, известный способ в целом  заключается в проведении измерений методом импульсных нейтронных методов каротажа (ИНК) и расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов горной породы, определении по комплексу ГИС макрокомпонентного состава пород, включая пористость, при этом для расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов пластовой водой и углеводородами используют их элементный состав и плотность, а сам расчет углеводородонасыщенности осуществляют по зависимости для газа и для нефти. Для расчета макроскопических сечений поглощений тепловых нейтронов макрокомпонентами, образующими твердую фазу пород, дополнительно подготавливают коллекцию образцов керна из опорных скважин, на которой проводят измерения минерального, элементного состава образцов и потери веса образца при нагревании, формируют минерально-компонентную модель породы и рассчитывают макроскопические сечения поглощения тепловых нейтронов для каждой макрокомпоненты, образующей твердую фазу породы. Изобретение повышает точность определения содержания углеводородов.
Недостатком известного технического решения является косвенный характер получаемых данных, который не может быть использован для прямого экспериментального определения коэффициента вытеснения. Кроме того, его применение затрудняет трудоемкость и существенные затраты времени для сбора коллекции образцов керна, проведения исследований вещественно-минерального состава, потери веса при нагревании.
Известен аналог по отношению к устройству [Beletskaya, A., Chertova, A., Abashkin, V., Willberg, D., Korobkov, D., Yakimchuk, I., & Dovgilovich, L. Image-Based Evaluation of Retained Proppant Pack Permeability // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 2018 SPE-191663-18RPTC-MS, P. 1-14]. Сущностью известного технического решения является система, состоящая из рентгеновского компьютерного микротомографа, рентгенопрозрачного мини-кернодержателя, обжимного насоса и подающего насоса. Рентгенопрозрачный мини-кернодержатель состоит из резиновой манжеты, в которой фиксируется образец, нижней фиксированной концевой заглушки с каналом внутри и верхней подвижной концевой заглушки с каналом внутри, устанавливающихся к торцам образца; верхняя и нижняя крышка удерживают рнтгенопрозрачную трубу. В нижней крышке имеются соединения для трубок от обжимного насоса и подающего жидкость насоса, в верхней крышке имеется выход для профильтрованной жидкости. Рентгенопрозрачный мини-кернодержатель устанавливается в держатель рентгеновского компьютерного микротомографа между рентгеновской трубкой и детектором.
Одним из недостатков известного устройства является ограниченность области сканирования при использовании удлиненных образцов, не позволяющих исследовать изменения, происходящие во всем объеме образца. Например, описано, что вследствие конструктивных ограничений известного технического решения, получаемая цифровая модель представляет только 0,38 единиц от реальной длины образца в 13,7 мм при диаметре 7,8 мм.
Другим существенным недостатком известного устройства является невозможность проведения фильтрации двух или более жидкостей через образец, как одновременно, так и последовательно, без разбора системы. Последнее приводит к разгерметизации системы и попаданию воздуха сначала в подводящие жидкость трубки, а затем и в образец. Это делает невозможным качественное проведение эксперимента, поскольку в поровой структуре образца вместе с исследуемыми фазами оказывается воздух.
Кроме того, аналог не оборудован мобильным нагревательным элементом, с возможностью определения температуры нагрева мобильного рентгенопрозрачного кернодержателя и встроенной термопарой, с возможностью детектирования температуры среды внутри мобильного рентгенопрозрачного кернодержателя, что не позволяет моделировать термические условия пласта в ходе эксперимента.
Наиболее близким к заявленному техническому решению, выбранным заявителем в качестве прототипа, является способ определения коэффициента вытеснения нефти, являющийся регламентированным отраслевым стандартом ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях», который широко применяется на территории Российской Федерации. Сущностью прототипа является способ, заключающийся в определении полноты извлечения нефти из образца нефтесодержащей породы за счет фильтрации через него воды до практически полной обводненности выходного флюида. При этом условия вытеснения нефти максимально приближаются к пластовым за счет применения пластовых или модельных жидкостей с обязательным созданием и поддержанием пластовых температуры и давления.
Недостатками прототипа является:
1 – низкая точность получаемых результатов, являющаяся следствием ограничения минимально возможного определения объема вытесненной жидкости в 0,1 мл, что вызывает необходимость в увеличении размеров составной керновой модели;
2 – необходимость применения исключительно экстрагированных образцов керна, что ведет к изменению свойств смачиваемости образца и к искажению коэффициентов вытеснения нефти;
3 – невозможность оценить эффективность вытесняющих способностей тех или иных агентов в масштабе пор, определить размеры и геометрические особенности пор, из которых происходит наиболее и наименее действенное вытеснение.
Техническим результатом заявленного технического решения
in situ)
является оценка изменения объемов нефти в процессе вытеснения непосредственно внутри эффективного порового пространства образца ( на основе применения 4D-микротомграфиии вычисление коэффициента вытеснения нефти, что приводит к устранению недостатков прототипа, а именно:
3
1 – к большей точности определения коэффициента вытеснения, по сравнению со стандартным подходом. Согласно ОСТ 39-195-86, минимальный объем вытесненной жидкости, определяется с помощью мерной бюретки, точность измерения которой составляет не менее 0,1 см. В связи с этим в стандартных экспериментах по вытеснению для увеличения объема эффективной пористости стараются максимально увеличить объем составного образца, превышающего порой 1 м. Помимо прочего данная процедура требует наличия особых удлиненных кернодержателей, отбора большого количества стандартных образцов и определенного порядка их расположения. Соответственно масштабный коэффициент P, отражающий точность измерения, будет зависеть от
эфф.
min
соотношения объема эффективной пористости образца V к данному минимальному значению V:
2 – возможности применения описанного способа для работы как с экстрагированными, так и с неэкстрагированными образцами;
3 – возможности оценки эффективности вытесняющих способностей различных агентов в масштабе пор, определения размеров пор, из которых происходит наиболее и наименее действенное вытеснение.
Сущностью заявленного технического решения является
способ определения коэффициента вытеснения нефти в масштабе пор на основе 4D-микротомографии, заключающийся в том, что из породы-коллектора изготавливают цилиндрический образец высотой от 4 до 6 мм и диаметром от 4 до 6 мм; далее помещают его в рентгенопрозрачный мобильный кернодержатель устройства для проведения рентгеновской компьютерной микротомографии пород-коллекторов, проводят микротомографию цилиндрического образца с последующей сегментацией структуры эффективной пористости, далее насыщают цилиндрический образец пластовой водой или моделью пластовой воды, контрастированной рентгеноплотными соединениями, проводят фильтрацию нефти или модели нефти через образец при заданных термобарических условиях до момента остановки выхода воды из образца; далее проводят повторную микротомографию образца, регистрацию трехмерного изображения образца в объеме полученной ранее цифровой модели исходного образца, сегментирование в пределах выделенной ранее эффективной пористости объемов нефти и остаточной пластовой воды на основе различий в рентгеновской плотности между контрастированной и неконтрастированной фазой, определют объем начальной нефтенасыщенности; далее производят вытеснение нефти или модели нефти пластовой водой или иным вытесняющим агентом, контрастированным рентгеноплотными соединениями, и проводят повторную микротомографию образца, регистрацию трехмерного изображения образца в объеме полученной ранее цифровой модели исходного образца, сегментирование в пределах выделенной ранее эффективной пористости объемов остаточной нефти или модели нефти на основе различий в рентгеновской плотности между контрастированной и неконтрастированной фазой; проводят расчет коэффициента вытеснения β нефти на основе соотношения объемов исходной нефтенасыщенности Vн.нач. остаточной нефтенасыщенности Vн.ост. в образце по формуле:
Устройство для проведения 4D рентгеновской компьютерной микротомографии пород-коллекторов для реализации способа по п.1, состоящее из рентгеновского компьютерного микротомографа, фильтрационной установки, рентгенопрозрачного мобильного кернодержателя; при этом фильтрационная установка включает в себя обжимной насос, нагнетающий насос, манифольд для контроля подачи жидкости из выбранного контейнера, поршневые контейнеры для закачиваемых жидкостей, соединенные с рентгенопрозрачным мобильным кернодержателем подводящими трубками, расположенными таким образом, что позволяют свободно вращаться рентгенопрозрачному мобильному кернодержателю вокруг своей оси, и установленными на подводящих трубках запорными кранами; рентгенопрозрачный мобильный кернодержатель помещен в держатель между рентгеновской трубкой и детектором рентгеновского компьютерного микротомографа; рентгенопрозрачный мобильный кернодержатель состоит из основания c тремя внутренними каналами, полимерных трубок с рассекателями на концах, силиконовой манжеты с возможностью фиксации в её полости цилиндрического образца породы-коллектора, внешней рентгенопрозрачной трубы и верхней запорной крышки с выводным каналом; к основанию у входа к каналам присоединены подводящие трубки от контейнеров, к отдельному входу основания присоединена подводящая трубка от обжимного насоса; сверху в центральной части основания установлены полимерные трубки, между которыми размещена силиконовая манжета; концы полимерных трубок с рассекателями обращены в сторону силиконовой манжеты; рентгенопрозрачная труба установлена на основание таким образом, чтобы полимерные трубки и силиконовая манжета оставались внутри нее; сверху на рентгенопрозрачной трубе зафиксирована верхняя запорная крышка с выводным каналом, соединенная с полимерной трубкой; устройство снабжено мобильным нагревательным элементом, выполненным по внешнему контуру рентгенопрозрачной трубы, с возможностью определения температуры нагрева мобильного рентгенопрозрачного кернодержателя, и термопарой, расположенной в основании мобильного рентгенопрозрачного кернодержателя, с возможностью детектирования температуры среды внутри него.
Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг.1 – Фиг.7.
На Фиг. 1
представлена схема заявленного устройства для фильтрационных экспериментов на основе 4D-микротомографии, где:
1 – рентгеновский компьютерный микротомограф,
2 – фильтрационная установка,
3 – рентгенопрозрачный мобильный кернодержатель,
4 – обжимной насос,
5 – нагнетающий насос,
6 – манифольд,
7, 8, 9 – поршневые контейнеры,
10 – подводящие трубки,
11 – держатель,
12 – запорные краны,
13 – рентгеновская трубка,
14 – детектор,
15 – основание,
16 – три внутренних канала,
17 – полимерные трубки,
18 – силиконовая манжета,
19 – цилиндрический образец породы-коллектора,
20 – рентгенопрозрачная труба,
21 – верхняя запорная крышка,
22 – выводной канал,
23 – мобильный нагревательный элемент,
24 – термопара.
На Фиг. 2
представлены сегментированные объемы пористостей на рентгенплотносном срезе: 2а – абсолютной пористости, 2б – эффективной пористости.
На Фиг. 3
представлены рентгенплотносные срезы для различных этапов эксперимента: 3a – исходный сухой образец, 3б – после насыщения контрастированной водой, 3в – после фильтрации керосина, 3г – после вытеснения керосина водой.
На Фиг. 4
представлены объемы исходной (4а) и остаточной (4б) нефтенасыщенностей (показаны оранжевым) на рентгеноплотном срезе образца.
На Фиг. 5
представлена Таблица 1, в которой приведены общие характеристики использованного образца песчаника Береа по Примеру 1.
На Фиг. 6
представлена Таблица 2, в которой приведены результаты сравнения заявленного способа с прототипом по Примеру 1.
На Фиг. 7
представлены диаграммы:
7а – распределения процентного объема эффективной пористости по эквивалентному диаметру пор;
7б – диаграмма распределения исходной нефтенасыщенности (7-1) и остаточной нефтенасыщенности после вытеснения (7-2) по эквивалентным диаметрам эффективной пористости.
На диаграммах по оси Х обозначены эквивалентные диаметры пор в мм, по оси Y – доля от объема эффективной пористости образца в процентах.
На Фиг. 8
представлены рентгенплотносные срезы, демонстрирующие основные экспериментальные этапы при определении коэффициента вытеснения нефти полимерным составом в масштабе пор по Примеру 2: 8а – исходный сухой образец, 8б – после насыщения контрастированной пластовой водой, 8в – после насыщения нефтью при остаточной водонасыщенности, 8г – после вытеснения нефти контрастированным полимерным составом.
На Фиг. 9
представлена Таблица 3, в которой приведены результаты сравнения коэффициентов вытеснения нефти для двух полимерных составов трех различных концентраций по Примеру 2, доказывающие сопоставимость полученных значений коэффициентов вытеснения нефти полимерными составами заявленного способа с прототипом.
Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.
Заявленный технический результат достигают путем разработки заявленного способа определения коэффициента вытеснения нефти в масштабе пор на основе 4D-микротомографии, заключающегося в исследовании процессов вытеснения нефти непосредственно в поровом пространстве коллекторов.
Заявленный способ состоит из 4-х этапов:
1-й этап
(подготовительный) состоит из сборки заявленного устройства (Фиг. 1). Заявленное устройство состоит из трех основных узлов:
- рентгеновского компьютерного микротомографа 1,
- фильтрационной установки 2,
- рентгенопрозрачного мобильного кернодержателя 3.
Фильтрационная установка 2 включает в себя обжимной насос 4 и нагнетающий насос 5, манифольд 6 для контроля подачи жидкости из выбранного контейнера, поршневые контейнеры 7, 8, 9 для закачиваемых жидкостей соединенные с рентгенопрозрачным мобильным кернодержателем 3 подводящими трубками 10 расположенные таким образом, что позволяют свободно вращаться рентгенопрозрачному мобильному кернодержателю 3 в держателе 11 вокруг своей оси, и установленные на подводящие трубки запорные краны 12. Рентгенопрозрачный мобильный кернодержатель 3 устанавливают в держатель 7 между рентгеновской трубкой 13 и детектором 14 рентгеновского компьютерного микротомографа 1.
,
Рентгенопрозрачный мобильный кернодержатель 3 состоит из основания 15 c тремя внутренними каналами 16, полимерных трубок 17 с рассекателями на концах, силиконовой манжеты 18 с возможностью фиксации в её полости цилиндрического образца породы-коллектора 19, рентгенопрозрачной трубы 20 и верхней запорной крышки 21 с выводным каналом 22; к основанию у входа к каналам присоединены подводящие трубки 10 от контейнеров 7-9, к отдельному входу основания 15 присоединена подводящая трубка 23 от обжимного насоса 4; сверху в центральной части основания 15 установлены полимерные трубки 17, между которыми размещена силиконовая манжета 18; концы полимерных трубок 17 с рассекателями обращены в сторону силиконовой манжеты 18; рентгенопрозрачная труба 20 установлена на основание 15 таким образом, чтобы полимерные трубки 17 и силиконовая манжета 18 оставались внутри нее; сверху на рентгенопрозрачной трубе 20 зафиксирована верхняя запорная крышка 21 с выводным каналом 22, соединенная с полимерной трубкой 17; устройство снабжено мобильным нагревательным элементом 23, выполненным по внешнему контуру рентгенопрозрачной трубы 18, с возможностью определения температуры нагрева мобильного рентгенопрозрачного кернодержателя, и термопарой 24, установленной в основание 13 мобильного рентгенопрозрачного кернодержателя 3 с возможностью детектирования температуры среды внутри него.
Для проведения испытания используют цилиндрический образец породы-коллектора 19 диаметром от 4 до 6 мм и длиной от 4 до 6 мм, который помещают в полость силиконовой манжеты 18 с возможностью его фиксации путем обжимания силиконовой манжеты жидкостью из обжимного насоса 4.
Таким образом, полученная сборка из полимерных трубок 17 с цилиндрическим образцом породы-коллектора 19 в силиконовой манжете 18 устанавливается внутрь рентгенопрозрачной трубы 20 на основание 15.
Далее в поршневые контейнеры 7, 8, 9 закачивают необходимые для эксперимента жидкости (пластовая вода или модель пластовой воды, пластовая нефть или модель пластовой нефти и вытесняющий агент) и последовательно продавливают по подводящим трубкам до выхода из основания в полимерную трубку.
2-й этап
заключается в том, что проводят:
- микротомографическую съемку сухого цилиндрического образца породы-коллектора,
- реконструкцию 3D модели,
- сегментацию порового пространства,
- выделение объема эффективной пористости в направлении фильтрации,
-  определение коэффициентов общей и эффективной пористостей на основе отношения выделенных объемов к объему всего образца.
Параметры съемки для каждого образца подбираются оператором отдельно в зависимости от рентгеноплотносных характеристик минералов образца. При этом разрешение микротомографической съемки должно быть достаточным, чтобы охарактеризовывать большую часть фильтрационных пор образца, т.е. размер вокселя микротомографического изображения должен быть меньше эквивалентных диаметров основных транспортных пор образца. Как правило, для большинства песчаных и карбонатных коллекторов оно лежит в диапазоне от 2 до 10 мкм.
3-й этап
включает:
- насыщение образца пластовой водой или ее моделью, которые контрастируются специальными рентгенопоглощающими соединениями, как правило, включающих в свой состав йод,
- далее производят фильтрацию нефти или модели нефти через водонасыщенный цилиндрический образец,
- далее проводят микротомографию образца,
- реконструкцию 3D модели,
- регистрацию трехмерного объема в объеме ранее снятого сухого образца.
- за счет разности в поглощающих способностях между контрастированной и неконтрастированной жидкими фазами в объеме эффективной пористости проводят сегментацию фаз нефти и воды
- определяют объемы выделенных фаз нефти и воды и по отношению их объемов к объему эффективной пористости рассчитывают исходную нефтенасыщенность и остаточную водонасыщенность.
На 4-м этапе
производят вытеснение нефти пластовой водой или иным агентом путем ее фильтрации через образец. При этом вытесняющий агент должен быть контрастирован рентгенопоглощающими соединениями. Контроль остановки выхода остаточной воды осуществляется рентгенографическим методом.
После этого процесс фильтрации останавливают и проводят повторную микротомографию образца, реконструкцию 3D модели и повторную пространственную регистрацию полученной цифровой модели в объеме исходного образца.
Далее в объеме эффективной пористости производят сегментацию контрастированной и неконтрастированной фазы, таким образом определяют объемы остаточной нефтенасыщенности.
В случае необходимости могут проводиться дополнительные этапы по довытеснению нефти, в том числе с применением различных агентов для увеличения нефтеотдачи. В этом случае важно соблюдать аналогичную периодичность контрастирования между вытесняющим и вытесняемым флюидом, использованную на ранних этапах эксперимента.
н. нач.
н.ост
Коэффициент вытеснения нефти β определяют на основе соотношения объемов исходной нефтенасыщенности V и остаточной нефтенасыщенности Vв образце по формуле:
иллюстрируется следующими примерами
Заявленный способ определения коэффициента вытеснения нефти в масштабе пор на основе 4D-микротомографии , который не ограничивает область его применения.
Пример 1.
Реализация способа определения коэффициента вытеснения нефти в масштабе пор на основе 4D-микротомографии на эталонном песчанике из формации Береа и сравнение полученных результатов с результатами, полученными на этом же песчанике по ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях». Размер цилиндрического образца 4 х 4 мм, насыщение моделью пластовой воды, фильтрация модели нефти, вытеснение моделью пластовой воды.
На первом этапе производилась сборка заявленного устройства для 4D-микротомографии, включающая рентгеновский компьютерный микротомограф, фильтрационную установки и рентгенопрозрачный мобильный кернодержатель.
Фильтрационная установка включала в себя обжимной насос и нагнетающий насос, манифольд для контроля подачи жидкости из выбранного контейнера, поршневые контейнеры для закачиваемых жидкостей соединенные с рентгенопрозрачным мобильным кернодержателем подводящими трубками расположенными таким образом, что позволяют свободно вращаться рентгенопрозрачному мобильному кернодержателю в держателе вокруг своей оси, и установленные на подводящие трубки запорные краны. Рентгенопрозрачный мобильный кернодержател устанавливался в держатель между рентгеновской трубкой и детектором рентгеновского компьютерного микротомографа.
,
Рентгенопрозрачный мобильный кернодержатель включал в себя основание c тремя внутренними каналами, полимерные трубки с рассекателями на концах, силиконовую манжету с возможностью фиксации в её полости цилиндрического образца породы-коллектора, внешнюю рентгенопрозрачную трубу и верхнюю запорную крышку  с выводным каналом. К основанию у входа к каналам присоединялись подводящие трубки от контейнеров, к отдельному входу основания присоединялась подводящая трубка от обжимного насоса. Сверху в центральной части основания устанавливались полимерные трубки, между которыми размещалась силиконовая манжета. Концы полимерных трубок с рассекателями были обращены в сторону образца в силиконовой манжете. Рентгенопрозрачная труба  устанавливалась на основание, таким образом, чтобы полимерные трубки  и силиконовая манжета оставались внутри нее. Сверху на рентгенопрозрачной трубе фиксировалась верхняя запорная крышка с выводным каналом, соединяемая с полимерной трубкой. Устройство снабжено мобильным нагревательным элементом, выполненным по внешнему контуру рентгенопрозрачной трубы, с возможностью определения температуры нагрева мобильного рентгенопрозрачного кернодержателя, и термопарой, установленной в основание мобильного рентгенопрозрачного кернодержателя с возможностью детектирования температуры среды внутри него.
В поршневые контейнеры 7, 9 закачивалась модель пластовой воды (деоионизированная вода с контрастом CsI), а в контейнер 8 модель нефти (керосин), которые последовательно продавливались по подводящим трубкам до выхода из основания в полимерную трубку.
Из экстрагированного песчаника Береа вырезали цилиндрический образец диаметром 4 мм и высотой 4 мм, поместили его в тонкую силиконовую манжету, на которую с обоих сторон одели полимерные трубки с рассекателями на торцах. Сверху на колонну одели внешнюю рентгенопрозрачную трубу. Эксперимент проводился при 23 °С, обжимном давлении 3 МПа и расходе жидкости 0,05 мл/мин.
На втором этапе после установки цилиндрического образца в рентгенопрозрачный кернодержатель произвели микротомографию сухого образца с разрешением 8,8 мкм. Провели реконструкцию 3D модели. Далее в образце сегментировали абсолютную пористость, на основе отношения выделенного объема к объему всего образца определяется коэффициент обще пористости, составивший 18,3% (Фиг. 2а). По связи пор вдоль вертикальной оси цилиндра Z сегментировали эффективную пористость, на основе отношения выделенного объема к объему всего образца определили коэффициент эффективной пористости, составивший 17,05% (Фиг. 2б).
На третьем этапе образец насытили моделью пластовой воды, представляющей собой деионизированную воду, контрастированную солями CsI (80 г/л). Для контроля за насыщением проводили повторную микротомографию. После этого через образец проводили фильтрацию модели нефти в виде керосина (около 10 поровых объемов), до остановки выхода воды из образца. Далее провели микротомографию и сегментирование на полученных 3D изображениях объемов моделей нефти и остаточной воды в объеме эффективной пористости, определили значение остаточной водонасыщенности и исходного нефтенасыщения.
На четвертом этапе керосин вытеснили моделью пластовой воды, представляющей деионизированную воду, контрастированную солями CsI (80 г/л). После этого снова провели микротомографию и сегментирование на полученных 3D изображениях объемов керосина и воды в объеме эффективной пористости с определением остаточной нефтенасыщенности.
Результаты микротомографии после каждого из описанных этапов приведены на Фиг.3: 3а – рентгеноплотносной срез сухого образца, 3б – рентгеноплотносной срез образца, насыщенного контрастированной моделью пластовой воды, 3в – рентгеноплотносной срез образца с остаточной водонасыщенностью после фильтрации нефти, 3г - рентгеноплотносной срез образца после вытеснения нефти контрастированной моделью пластовой воды. Выделенные на рентгеноплотносных срезах объемы исходной (4а) и остаточной (4б) нефтенасыщенностей представлены на Фиг. 4 и составили 46,70% и 27,77% от объема эффективной пористости соответственно. Коэффициент вытеснения определялся по формуле (2).
Для сравнения полученных результатов
проводили эксперимент по прототипу на образце песчаника Береа с фильтрационно-ёмкостными свойствами, представленные в Таблице 1 на Фиг. 5. Для исследования использовали стандартный образец керна цилиндрической формы с диаметром 37 мм и длиной 90 мм. Рабочие жидкости представлены деоионизированной водой с контрастирующим реагентом CsI (80 г/л), в качестве модели нефти использовали керосин. Вязкость водного раствора составляла 0,971 Па⋅с, керосина - 1,49 Па⋅с.
Экспериментальная установка включает в себя плунжерные насосы, трубки, датчики давления, кернодержатель типа Хаслера с рабочим диаметром 38 мм и длиной 120 мм, танкеры с рабочими жидкостями и мерные бюретки 0,1 мл [ГОСТ 29251-91 «Посуда лабораторная стеклянная». Москва, 1991].
Определение коэффициента пористости проводили согласно [ГОСТ 26450.1-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением». Москва, 1985].
Проницаемость по воде определяли согласно методике, изложенной в [Макфи К., Рид Дж., Зубизаретта И. Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам // М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. 924 с.].
Эксперимент проводили при термобарических условиях, аналогичных для предыдущего Примера. Коэффициент вытеснения рассчитывали согласно ОСТ 39-195-86 по формуле:
н.нач.
н.
где β – коэффициент вытеснения нефти водой; V – объём нефти, первоначально содержавшейся в образце, определяется как разница объёмов пустот и остаточной воды; V– объём нефти вытесненной водой.
Результаты проведенных экспериментов представлены в Таблице 2 на Фиг. 6. Полученные результаты демонстрируют сопоставимые значения исходной и остаточной нефтенасыщенности, а также коэффициентов вытеснения, что позволяет говорить об их достоверности.
Кроме того, для тестируемого образца были получены:
– диаграмма распределения процентного объема эффективной пористости по эквивалентному диаметру пор (Фиг. 7а), демострирующая, что более 90 % эффективной пористости образца занимают поры эквивалентным диаметром 0,2-0,5 мм.
– и диаграмма распределения исходной нефтенасыщенности 1 и остаточной нефтенасыщенности после вытеснения 2 в процентах от объема эффективной пористости по эквивалентным диаметрам пор (Фиг. 7б). Разница между значениями 1 и 2 позволяет определить, что наиболее эффективное вытеснение модели нефти происходило из пор эквивалентным диаметром 0,3-0,5 мм.
Пример 2.
Реализация способа определения коэффициента вытеснения нефти полимером в масштабе пор на основе 4D-микротомографии на карбонатном коллекторе и сравнение полученных результатов с результатами по ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях». Размер цилиндрического образца 6 х 6 мм, насыщение пластовой водой, фильтрация пластовой нефти, вытеснение полимерным составом.
На первом этапе производилась сборка заявленного устройства технологической установки для 4D-микротомографии, включающая рентгеновский компьютерный микротомограф, фильтрационную установки и рентгенопрозрачный мобильный кернодержатель. Фильтрационная установка включала в себя обжимной насос и нагнетающий насос, манифольд для контроля подачи жидкости из выбранного контейнера, поршневые контейнеры для закачиваемых жидкостей соединенные с рентгенопрозрачным мобильным кернодержателем подводящими трубками расположенными таким образом, что позволяют свободно вращаться рентгенопрозрачному мобильному кернодержателю в держателе вокруг своей оси, и установленные на подводящие трубки запорные краны. Рентгенопрозрачный мобильный кернодержател устанавливался в держатель между рентгеновской трубкой и детектором рентгеновского компьютерного микротомографа.
,
Рентгенопрозрачный мобильный кернодержатель включал в себя основание c тремя внутренними каналами, полимерные трубки с рассекателями на концах, силиконовую манжету с возможностью фиксации в её полости цилиндрического образца породы-коллектора, внешнюю рентгенопрозрачную трубу и верхнюю запорную крышку с выводным каналом. К основанию у входа к каналам присоединялись подводящие трубки от контейнеров, к отдельному входу основания присоединялась подводящая трубка от обжимного насоса. Сверху в центральной части основания устанавливались полимерные трубки, между которыми размещалась силиконовая манжета. Концы полимерных трубок с рассекателями были обращены в сторону образца в силиконовой манжете. Рентгенопрозрачная труба устанавливалась на основание, таким образом, чтобы полимерные трубки и силиконовая манжета оставались внутри нее. Сверху на рентгенопрозрачной трубе фиксировалась верхняя запорная крышка с выводным каналом, соединяемая с полимерной трубкой. Устройство снабжено мобильным нагревательным элементом, выполненным по внешнему контуру рентгенопрозрачной трубы, с возможностью определения температуры нагрева мобильного рентгенопрозрачного кернодержателя, и термопарой, установленной в основание мобильного рентгенопрозрачного кернодержателя с возможностью детектирования температуры среды внутри него.
В поршневой контейнер 7 (Фиг. 1) закачивалась пластовая вода, контрастирования KI, в поршневой контейнер 8 (Фиг. 1) закачивалась пластовая нефть, в поршневой контейнер 9 (Фиг. 1) закачивался полимерный состав. Жидкости последовательно продавливались по подводящим трубкам до выхода из основания в полимерную трубку.
Далее из карбонатного неэкстрагированного коллектора одного из месторождений высоковязкой нефти были вырезаны цилиндрические образцы диаметром 6 мм и высотой 6 мм, поместили его в тонкую силиконовую манжету, на которую с обоих сторон одели полимерные трубки с рассекателями на торцах. Сверху на колонну одели внешнюю рентгенопрозрачную трубу. Эксперимент проводился при 23 °С, обжимном давлении 11 МПа и расходе жидкости 0,05 мл/мин.
На втором этапе произведена микротомография сухих образцов с разрешением 8,5 мкм. Провели реконструкцию 3D моделей. Далее в образцах сегментировали абсолютную пористость, на основе отношения выделенного объема к объему всего образца определялись коэффициенты общей пористости. По связи пор вдоль вертикальной оси цилиндра Z сегментировали эффективную пористость, на основе отношения выделенного объема к объему всего образца определили коэффициенты эффективной пористости.
На третьем этапе образцы насыщались пластовой водой с месторождения, контрастированной солями KI (100 г/л) и для контроля за насыщением проводилась повторная микротомография. После этого через образец прокачивалась пластовая нефть (около 10 поровых объемов), до остановки выхода пластовой воды из образца. Следующим шагом проводилась микротомография и сегментирование на полученных 3D изображениях объемов пластовой нефти и контрастированной пластовой воды в объеме эффективной пористости, определялись значения остаточной водонасыщенности и исходного нефтенасыщения.
На четвертом этапе нефть вытеснялась полимерными составами двух типов трех различных концентраций – 1000, 1500 и 2000 мг/л, контрастированных солями KI (100 г/л). Далее снова проводилась микротомография и сегментирование на полученных 3D изображениях объемов остаточной нефти в объеме эффективной пористости. Полная последовательность этапов для одного образца в виде изменений на одном и том же рентгеноплотносном снимке представлена на фиг. 8: 8а – рентгеноплотносной срез сухого образца, 8б – рентгеноплотносной срез образца, насыщенного контрастированной пластовой водой, 8в – рентгеноплотносной срез образца после насыщения нефтью при остаточной водонасыщенности, 8г - после вытеснения нефти контрастированным полимерным составом.   Коэффициенты вытеснения нефти определялись по формуле (2).
Для сравнения полученных результатов в аналогичных вышеописанным термобарических условиях проводились эксперименты по определению коэффициентов вытеснения нефти указанными выше полимерными составами согласно прототипу на составных колонках стандартных образцов (цилиндры длиной 30 мм и диаметром 30 мм) карбонатного резервуара, из торцов которых ранее были изготовлены образцы для 4D-микротомографии. Коэффициенты вытеснения нефти рассчитывался согласно прототипу по формуле 3. Результаты определенных коэффициентов вытеснения нефти полимерными составами для заявленного способа и прототипа представлены в Таблице 3 на Фиг. 9. Расхождения между двумя способами находятся в диапазоне 0,02 – 0,11. Коэффициент корреляции между значениями, полученными заявленным способом и прототипом составляет 92,74%, что говорит о достоверности предложенного способа.
вывод, что заявителем достигнут заявленный технический результат
Таким образом, из описанного выше можно сделать , а именно:
1 – достигнута возможность определения коэффициента вытеснения нефти в масштабе пор с большей точностью за счет высокой разрешающей способности микротомографии.
ст.
микро
ст.
3
3
3
6
По приведенному Примеру 1, масштабный коэффициент при вытеснении на основе прототипа на стандартном образце с характеристиками, представленными на Фиг. 5,  и рассчитанный по формуле (1) будет составлять P = 188,2. Пусть минимально определяемый объем в предложенном способе на основе 4D-микротомографии будет равен объему куба, состоящего из 8 вокселей, т.е. для описанного ниже эксперимента составит 8×8,8 = 5451,776 мкм. Точный объем образца по данным микротомографии составил 86,8674 мм. Следовательно, масштабный коэффициент, определяемый по формуле (1), составит около P= 2,7 × 10, что более чем в 14 000 раз выше чем P Таким образом, способ на основе 4D-микротомографии за счет высокой разрешающей способности имеет более высокую точность определения объемов жидких фаз по сравнению с прототипом.
2 – поскольку способ основан не на подсчете объемов выходящего из образца флюида, а на определении объемов контрастированной и неконтрастированной фаз непосредственно внутри эффективной пористости образца, описанный способ может быть использован для работы как с экстрагированными, так и с неэкстрагированными образцами. По Примеру 1 представлены результаты применения заявленного способа с эксрагированным образцом, по Примеру 2 представлены результаты применения заявленного способа с неэкстрагированными образцами.
3 – достигнута возможность оценить эффективность вытесняющих способностей агентов в масштабе пор, определить размеры пор, из которых происходит наиболее и наименее действенное вытеснение, что было продемонстрировано в Примере 1 и на Фиг. 7б.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, так как из исследованного уровня техники не выявлены технические решения, обладающие заявленной совокупностью признаков, обеспечивающих достижение заявленных результатов.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, так как не является очевидным для специалиста в данной области науки и техники, так как заявленное техническое решение обеспечивает возможность одновременной реализации нескольких задач (возможности определения коэффициента вытеснения нефти в масштабе пор с большей точностью, возможности работы как с экстрагированными, так и с неэкстрагированными образцами коллектора, возможности оценки характеристик пор из которых происходит наиболее или наименее эффективное вытеснение) с более высокими потребительскими свойствами.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», так как может быть реализовано на любом специализированном предприятии с использованием стандартного оборудования, известных отечественных материалов и технологий.