СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ОБРАЗЦОВ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЗ ОБРАЗЦА ПЛАСТОВОГО РЕЗЕРВУАРА
METHOD AND DEVICE TO MAKE HEAVY OIL SPECIMENS FROM RESERVOIR SPECIMEN

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Настоящее изобретение в основном относится к устройству и способу получения образца битума или тяжелой нефти из образца нефтеносного пластового резервуара, такого как керн или образец обломков выбуренной породы.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
По мере расходования традиционных мировых запасов нефти все более важными становятся месторождения тяжелой нефти и битуминозных песков (HOTS) как источник жидкостей на нефтяной основе. Однако добыча нефти из пластовых резервуаров HOTS в целом затруднена вследствие высокой вязкости и плохой подвижности нефти, сложности разработки и большой неоднородности свойств флюидов в пластовых резервуарах. Большая часть мировых запасов нефти (6 триллионов баррелей) существует в виде тяжелой нефти или битума в нефтеносном песке (битуминозном песке). В настоящее время может быть извлечено в среднем только 17% такой нефти.
В пластовых резервуарах с высокой пористостью и проницаемостью стратегия разработки и добычи зависит от подвижности флюида, для которой основным определяющим фактором является вязкость нефти. Таким образом, оценка вязкости нефти во всех пластовых резервуарах HOTS представляет собой единственный ключевой момент для проектирования и введения в действие стратегий извлечения для добычи этих высоковязких флюидов. Главным образом это выполняют измерением вязкости не содержащих газа битума или нефти для получения вязкости дегазированной нефти, которая может быть преобразована в вязкость in situ подвижной нефти с использованием оценок in situ содержания газа в битуме. Однако в идеале вязкость следует измерять непосредственно на образце газированной нефти, которая имеет in situ содержание газа, как в образце пластового резервуара, что по большей части невозможно вследствие ограничений в способах, которыми нефть или битум извлекают из образцов и которыми измеряют вязкость. Крупномасштабная неоднородность свойств флюидов, проявляющаяся среди пластовых резервуаров HOTS, требует детального измерения характеристик флюидов на неизмененных образцах нефти (полученных из свежих, «нетронутых» образцов из нефтеносного слоя) и не содержащих минеральные мелкие фракции и воду, чтобы картографировать вариации вязкости в пластовом резервуаре.
В качестве части процесса экспертизы добычи общепринятым является измерение физических свойств (например, вязкости, плотности в градусах Американского нефтяного института (API)) и химических свойств, таких как содержание серы, битума и тяжелой нефти, находящихся в пластовых резервуарах, в точках, разделенных небольшими интервалами (распределенными по вертикали интервалами через каждые 5-10 м или даже ближе), сквозь толщу пластового резервуара. Эти анализы должны быть выполнены на химически неизмененном показательном образце битума или тяжелой нефти, не содержащем воды или осадочной породы, который находится в форме жидкой нефти. В то время как анализы могут быть проведены в лаборатории на сохраненных замороженными образцах кернов из пластового резервуара, в идеальном случае эти операции выделения тяжелой нефти или битума из кернов, добытых из пластового резервуара, и последующего измерения вязкости и прочих характеристик следовало бы выполнять быстро на месте расположения скважины, с тем чтобы полученную из анализов информацию можно было использовать для обоснования решений относительно бурения, в частности в плане решений, касающихся забуривания новых стволов из скважины. Например, данные измерений вязкости нефти могут предоставить полезную информацию как основание для вывода, пригодна ли данная секция пластового резервуара для добычи.
В настоящее время способы извлечения образца битума путем экстракции растворителями для измерения вязкости изменяют физические свойства тяжелой нефти и битума из битуминозного песка. Обычно растворители нельзя полностью удалить без утраты некоторого количества компонентов нефти с низкой молекулярной массой, содержащихся в битуме. Таким образом, измерения вязкости на битуме, который экстрагирован растворителем, считаются ненадежными при использовании существующих методик.
Можно провести механическую экстракцию тяжелой нефти и битуминозного песка с помощью высокоскоростного центрифугирования. Однако этот способ реализуется медленно вследствие высокой вязкости нефти во многих образцах и не может быть исполнен достаточно легко или быстро на месте расположения скважины. Более того, даже если лаборатория располагает достаточным временем, расходы на специализированные центрифуги резко повышают стоимость работ. Кроме того, центрифугирование может изменять действительный состав образца в результате потери летучих компонентов битума или давать образцы битума, смешанного вместе с водой и тонкозернистыми частицами.
В дополнение, для получения надлежащих образцов при определениях характеристик флюидов обычно требуются большие количества породы пластового резервуара (>0,5 кг, или эквивалентно разрезанный на пластины 4-дюймовый (10,16 см) керн с длинами как минимум от 30 до 50 см), что не только представляет собой вид разрушающего контроля, но и затруднительно в исполнении.
Прочие способы извлечения очень вязкого битума также включают вытеснение нефти очень вязкими текучими средами, такими как силикон. Эти способы не только требуют большого расхода времени, но и являются дорогостоящими или неэффективными, так как зачастую получаются жидкие образцы, не подходящие для последующего тестирования физических свойств.
В настоящее время эти медленные лабораторные способы механического извлечения нефти стали узким местом во многих операциях планирования добычи битума или очень тяжелой нефти. Таким образом, существовала потребность в создании быстрого и эффективного способа извлечения, который дает неизмененную воду и неизмененные, не содержащие осадочных пород нефть или битум, для анализа вязкости и других характеристик, битум или нефть, сохраняющие свои низкокипящие компоненты легких фракций. Обзор прототипа показывает, что такая система авторам настоящего изобретения неизвестна.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение в основном относится к устройству и способу получения образца нефти, не содержащего осадочной породы и воды, из образца месторождения битума или тяжелой нефти, такого как керн или обломки выбуренной породы. С помощью устройства из образцов пластового резервуара тяжелой нефти также могут быть получены образцы пластовой воды. Образец нефти может быть затем использован для измерения физических свойств, таких как вязкость, плотность в градусах Американского нефтяного института (API), или химических измерений, таких как содержание серы, полученного образца битума или тяжелой нефти. Образцы, собранные в соответствии с изобретением, могут быть получены быстро, имеют качество, по существу эквивалентное общепринятым способам извлечения, и обычно имеют более высокое качество, по меньшей мере по некоторым показателям. Анализы, проведенные на образцах, которые получены в соответствии с изобретением, являются эффективными в плане помощи операторам на нефтепромысле при принятии своевременных решений относительно бурения и добычи из нефтяного месторождения, или же для повседневного лабораторного извлечения нефтей и битумов. Изобретение также позволяет собирать образцы из операций, моделирующих добычу нефти термическими методами или холодным способом, и также позволяет собирать битумы и нефти для поточного или автономного анализа физических свойств нефти, содержащей газообразные пластовые флюиды.
В одном аспекте изобретение включает устройство для извлечения по существу чистой тяжелой нефти или битума из образца, содержащего тяжелую нефть или битум, включающее:
(а) цилиндропоршневой узел для помещения углеводородсодержащего образца, цилиндропоршневой узел, имеющий донное отверстие;
(b) приспособление для приложения усилия к поршню для осевого перемещения поршня внутри цилиндра;
(с) фильтровый узел, размещенный поперек донного отверстия для удерживания твердых частиц внутри цилиндра, причем указанный фильтровый узел имеет отверстия с размерами менее чем около 200 микронов (200 мкм);
(d) приспособление для сбора флюида, соединенное с донным отверстием.
В одном варианте осуществления приспособление для сбора флюида дополнительно включает флакон, находящийся под атмосферным давлением, или же, альтернативно, герметичный контейнер высокого давления для взятия образцов, пригодный для приема и сохранения под давлением насыщенного газом образца нефти.
В одном варианте осуществления устройство дополнительно включает приспособление для сбора флюида, расположенное под донным отверстием, пригодное для соединения с капиллярным вискозиметром, или другим работающим под давлением вискозиметром, или иным находящимся под давлением аналитическим устройством, для измерения вязкости или иных свойств образца извлеченной нефти, подвижной нефти или газированной нефти.
В одном варианте осуществления фильтровый узел включает опорный элемент или поддерживается опорным элементом, приспособленным для противостояния усилию, превышающему величину около 50 МПа, и фильтровый узел имеет отверстия с размерами менее чем около 100 микронов (100 мкм). Предпочтительно опорный элемент приспособлен для противостояния усилию, превышающему величину около 100 МПа, и фильтровый узел имеет отверстия с размерами менее чем около 80 микронов (80 мкм). Более предпочтительно фильтровый узел включает пористый элемент, имеющий размер пор менее чем около 20 микронов (20 мкм) и в идеальном случае менее чем 2 микрона (2 мкм).
В одном варианте осуществления устройство дополнительно включает приспособление для нагревания цилиндра или приспособление для охлаждения цилиндра, или оба.
В одном варианте осуществления устройство дополнительно включает приспособление для введения флюида в цилиндр во время обработки образца.
В другом аспекте изобретение включает способ извлечения флюида в виде тяжелой нефти или битума из образца пластового резервуара, указанный способ включает стадию механического извлечения тяжелой нефти или битума через фильтровый узел для удерживания твердых частиц и возможности прохождения флюида путем приложения достаточного давления к образцу.
В еще одном аспекте изобретение включает способ моделирования процесса извлечения тяжелой нефти или процесса добычи с предварительной обработкой из подземного пластового резервуара, включающий стадии:
(а) помещения образца из пластового резервуара тяжелой нефти в устройство для механического извлечения, как описанное выше;
(b) добавления к образцу средства для повышения отдачи пласта или агента предварительной обработки, используемого в процессе моделирования;
(с) создания возможности протекания в устройстве химической реакции или физического процесса, или их обоих;
(d) механическое извлечение тяжелой нефти; и
(е) измерение свойств извлеченной нефти, имеющих отношение к исследованию.
В другом аспекте изобретение может включать способ моделирования процесса извлечения тяжелой нефти из подземного пластового резервуара, включающий стадии:
(а) помещение образца из пластового резервуара тяжелой нефти в устройство для механического извлечения, как описанное выше;
(b) механическое извлечение тяжелой нефти при низких или высоких температурах для моделирования процесса добычи термическим методом или холодным способом; и
(с) измерение свойств извлеченной нефти, имеющих отношение к исследованию.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Варианты осуществления настоящего изобретения описаны в порядке примера с привлечением сопроводительных фигур, на которых
фигура 1А представляет схематическое изображение устройства механического вытеснения для извлечения неизмененного образца битума или нефти для измерения вязкости/плотности по API в соответствии с изобретением;
фигура 1В представляет схематическое изображение устройства механического вытеснения для оценки значений вязкости во время моделирования процесса извлечения в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения;
фигура 1С представляет схематическое изображение одного варианта осуществления донного блока прессового агрегата;
фигура 1D представляет схематическое изображение одного варианта исполнения герметизирующего приспособления между цилиндром прессового агрегата и донным блоком;
фигура 1Е показывает один вариант исполнения компоновки дренажных желобков, сформированных на верхней поверхности плиты основания;
фигура 1F представляет схематическое изображение одного варианта осуществления, показывающее резервуар под давлением, присоединенный к штуцеру выходного патрубка прессового агрегата;
фигура 2 представляет типичную картину с самописца аналитического прибора (хромато-масс-спектрограммы, полученную в системе «газовый хроматограф/масс-спектрометр» для фракции ароматических углеводородов) для нефтей, извлеченных из образца пластового резервуара с использованием растворителя (вверху), центрифуги (в середине) и способами уплотнения (внизу) в соответствии с изобретением;
фигура 3 представляет график, показывающий влияние добавления воды к образцу керна во время извлечения битума на вязкостные характеристики нефти, извлеченной с помощью способа механической экстракции (МЕ) согласно настоящему изобретению (ромбик: без добавления воды к образцу перед извлечением; светлый треугольник: вода добавлена к образцу перед извлечением);
фигура 4 представляет сравнение вязкости между нефтью, полученной способами механической экстракции (МЕ) согласно изобретению (светлый квадратик), и «крученой» нефтью, полученной способом центрифугирования (темный ромбик) в соответствии с прототипом;
фигуры 5А и 5В представляют графики, показывающие сравнение значений вязкости при температуре 80°C (фигура 5А) и 20°C (фигура 5В) для битумов, извлеченных способами согласно изобретению и центрифугированием;
фигура 6 показывает газовые хроматограммы битумов, извлеченных из одного и того же образца способами согласно изобретению (выдавленная нефть) и с помощью центрифуги («крученая» нефть), показывающие обогащение легкими фракциями в выдавленном образце;
фигура 7 представляет график, показывающий влияние давления с течением времени на массу извлеченного битума в интервале нагрузки и времени; и
фигура 8 представляет график, показывающий значения вязкости образца битума из пластового резервуара при температуре 20°C (темный треугольник), 38°C (светлый треугольник), 54°C (ромбик), 80°C (звездочка), извлеченного при профиле «давление/время» согласно фиг. 7.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Настоящее изобретение относится к способу и устройству для быстрого получения образцов тяжелой нефти или битума, относительно свободных от твердых мелкодисперсных частиц и воды, из образца пластового резервуара с тяжелой нефтью или битумом, при использовании механического усилия. В описании настоящего изобретения все термины, не определенные здесь, имеют свои общепризнанные в технологии значения. В той мере, насколько нижеследующее описание представляет конкретный вариант осуществления или конкретное применение изобретения, оно предназначено только для иллюстрирования и не ограничивает заявленное изобретение. Нижеприведенное описание предполагается охватывающим все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые включены в смысл и область изобретения, как определено прилагаемыми пунктами формулы изобретения.
В одном варианте осуществления устройство включает приспособление для получения по существу неизмененного образца битума или тяжелой нефти из содержащего нефть образца, такого как керн или обломки выбуренной породы, которое обеспечивает возможность измерения физических свойств, таких как вязкость, плотность в градусах Американского нефтяного института (API) или содержание серы в полученных образцах битума или тяжелой нефти. Образцы, добытые в соответствии с изобретением, получаются быстро и имеют высокое качество, так что последующие анализы, выполненные на образцах, могут предоставить эффективную информацию в помощь операторам в принятии своевременных решений относительно бурения на нефтяном месторождении, или в помощь инженерам при оптимизации проектирования процессов извлечения.
Поскольку устройство согласно настоящему изобретению механически извлекает тяжелую нефть из образца посредством выдавливающего воздействия поршня в цилиндре, термины «выдавливание», «прессовый агрегат» или «выдавленная нефть» могут быть использованы здесь для обозначения процесса извлечения, устройства для извлечения или извлеченного образца соответственно.
Одно общепринятое в промышленности определение тяжелой нефти представляет нефть, имеющую плотность в градусах Американского нефтяного института (API) между 22,3° и 10° (от 920 килограмм/кубический метр до 1000 килограмм/кубический метр), и сверхтяжелой нефти или битума как имеющих плотность в градусах Американского нефтяного института (API) менее 10° (плотность выше чем 1000 килограмм/кубический метр). Тяжелую нефть иногда описывают менее строгим определением как нефть, которая является неизвлекаемой в ее натуральном состоянии через скважину с использованием обычных способов добычи. Однако некоторые сорта тяжелой нефти с плотностью менее 22,3° API текут очень медленно, но большинство требует нагревания или разбавления для протекания через скважину или по трубопроводу. Тяжелая нефть из области города Ллойдминстер на границе между провинциями Альберта и Саскачеван имеет значения плотности API, варьирующие от 9° до 18°. Битум представляет собой нефть, которая обычно не течет при нормальных условиях окружающей среды или не может быть прокачана, не будучи нагретой или разбавленной. Типично битум имеет значения вязкости 10000 сантипуаз (сП) или выше при температуре 20°C. Битум, добытый из залежей битуминозных песков в области озера Атабаска в провинции Альберта, Канада, имеет плотность в градусах Американского нефтяного института (API) около 5-8°.
Как применяемый здесь, термин «тяжелая нефть» должен означать нефть, которая имеет плотность в градусах Американского нефтяного института (API) менее чем около 23°, и включает битум, связанный с битуминозными песками.
Битуминозные пески представляют собой смеси песка, воды, глины и сырого битума. Каждое зерно битуминозного песка имеет три слоя: «оболочку» из воды, окружающую песчинку, и пленку из битума, которая охватывает воду. Месторождения тяжелой нефти и битуминозных песков часто представляют собой плохо сцементированные песчаники неглубокого залегания, с высокой пористостью (25% или выше), которые располагались до относительно небольших максимальных глубин залегания (менее 3 км, и часто менее 1 км).
В инструментальном отношении один вариант осуществления изобретения включает механическое вытесняющее устройство, как схематически показанное на фиг. 1А. Устройство в основном состоит из цилиндропоршневого узла (1) для помещения образца пластового резервуара внутрь цилиндра. Поршень механически сдавливает образец внутри цилиндра. Цилиндр имеет донное отверстие (1а). Донное отверстие перекрыто донным блоком (2), включающим фильтрующее приспособление для удерживания твердой части образца, в то же время обеспечивая возможность эффективного протекания через таковое частей флюидов, включающих газ, воду и нефть. В одном варианте осуществления фильтрующее приспособление включает комбинацию фильтровых элементов, таких как мелкоячеистое сито, диск из пористого материала или фритта. В одном варианте осуществления донный блок (2) загерметизирован относительно цилиндра с помощью термоустойчивого кольцеобразного уплотнения для обеспечения полной герметичности в условиях высокого давления. Очевидно, что фильтрующее приспособление сводит к минимуму перемещение песка и глины через донное отверстие (1а), но позволяет битуму и тяжелой нефти перетекать во флакон для образца или герметизируемый резервуар (5) под давлением, который может содержаться внутри сборной камеры (не показана). Устройство также включает пресс (3) и предпочтительно включает нагревательную рубашку (4), соединенную с цилиндром. Предпочтительно устройство монтируют на раме (6) для механической устойчивости. Нагревательный элемент и пресс могут быть функционально соединены с контроллером (10), которым можно управлять вручную или контролировать его автоматически по компьютерной программе.
2
2
Цилиндропоршневой узел (1), фильтр и донный блок (2), конечно, должны быть достаточно прочными, чтобы противостоять давлению, необходимому для механического продавливания образцов через фильтр. В одном варианте осуществления требуемое давление в агрегате составляет свыше около 50 МПа и более предпочтительно больше чем около 100 МПа. В одном варианте осуществления для большинства образцов необходимое усилие может быть около 120 МПа (9 тонн на квадратный дюйм (6,45 см) площади поперечного сечения цилиндра) и может превышать 160-200 МПа (12-15 тонн на квадратный дюйм (6,45 см)). В одном варианте осуществления цилиндр включает стальной цилиндр длиной 8 дюймов (203,2 мм), имеющий внутренний диаметр около 2 дюймов (50,8 мм) и наружный диаметр по меньшей мере около 2,5 дюйма (63,5 мм) и предпочтительно около 3 дюймов (76,2 мм). Разумеется, размеры могут варьировать в зависимости от предполагаемой величины образца, присущей используемому материалу прочности и употребляемого целевого давления.
Поршень должен быть подвергнут станочной обработке для соответствия внутреннему диаметру цилиндра с минимальным допуском, чтобы предотвратить или свести к минимуму утечку между поршнем и цилиндром. В предпочтительном варианте осуществления поршень преимущественно имеет относительно длинную юбку, которая увеличивает площадь контакта поршня с цилиндром для улучшения герметизации, а также повышает устойчивость поршня внутри цилиндра. В одном предпочтительном варианте осуществления одно или более поршневых колец (не показаны) обеспечивает(ют) более полную герметизацию и может(гут) включать полимерное кольцевое уплотнение, которое инертно к химикатам и стабильно при высоких температурах, например вплоть до 200°C. Уплотнение этого типа позволяет обеспечить полное удержание и извлечение любых газообразных и легкокипящих соединений, присутствующих в битуме.
В одном варианте осуществления фильтровые элементы размещены на дне цилиндра с помощью донного блока (2), который плотно прилегает ко дну цилиндра. Чтобы предотвратить или свести к минимуму утечку между цилиндром и донным блоком (2), предпочтительно предусмотреть кольцевую проточку, внутрь которой вставляют цилиндр, такая проточка имеет диаметр, точно соответствующий наружному диаметру цилиндра.
В одном варианте осуществления фильтровый узел включает по меньшей мере один опорный элемент и по меньшей мере один ситовой элемент. Ситовой элемент должен иметь отверстия, достаточно маленькие для удержания большинства твердых компонентов, находящихся в испытуемом образце, в то же время достаточно большие, чтобы обеспечить возможность относительно беспрепятственного протекания флюидов через них. Опорный элемент должен быть достаточно прочным, чтобы противостоять сдавливающему усилию, необходимому для механического извлечения нефти. В альтернативном варианте осуществления донный блок (2) создает физическую опору для фильтрового узла, который может быть сведен лишь к одному ситовому элементу (30).
В одном варианте осуществления донный блок (2) предназначен для предотвращения утечки выдавливаемых флюидов и для сведения к минимуму мертвого объема устройства, чтобы обеспечить максимальное извлечение нефти. Это будет исключать потерю флюида и позволяет добиться лучшей количественной оценки флюидов, извлеченных во время процесса экстракции. Герметизированная плита (20) основания с минимальным мертвым объемом также является предпочтительной для сбора довольно больших объемов сжатого битума, нужных для измерений вязкости подвижной нефти, в которой сохранен любой газ, остававшийся в керновом образце битума. В одном варианте осуществления, как показано на фиг. 1С, герметизацию обеспечивают с помощью уплотнительного кольца (22), которое перекрывает стык с донной поверхностью цилиндра, как показано на фиг. 1D. Цилиндр (1) прижат к плите (20) основания зажимным приспособлением (24) так, что уплотнительное кольцо (22) сдавливается во время сборки донного блока (2) с цилиндром (1), образуя уплотнение (фиг. 1D). Как видно на фиг. 1D, зажимное приспособление (24) может включать множество наружных болтов, которые стягивают детали, примыкающие к цилиндру (1) и плите (20) основания.
Верхняя поверхность (26) плиты (20) основания предпочтительно формирует центральную зону, которой приданы размеры, надлежащие для установки фильтрового элемента (30). Центральная зона окружена буртиком (32), высота которого по существу равна толщине фильтрового элемента (30) и который формирует поверхность уплотнения с цилиндром. Предпочтительно в центральной зоне сформированы дренажные желобки (34) для флюидов, которые направляют флюиды, прошедшие через фильтровый элемент (30), в выходной патрубок (1а) прессового агрегата. В одном варианте осуществления дренажные желобки образуют структуру из множества кольцевых и радиальных канавок, как показано на фиг. 1Е. Каждый желобок может быть до 2 мм в ширину и 2 мм в глубину. Форма донной части желобков может быть полукруглой или квадратной в сечении.
TM
В одном варианте осуществления центральный выходной патрубок (1а) включает штуцер (40), который ввернут в донную часть плиты (20) основания и который включает у дна, например, герметизированный штуцер (42) Swagelok. Этот штуцер (40) позволяет подсоединить резервуары под давлением, капиллярные вискозиметры и прочие устройства к выходному патрубку прессового агрегата с герметичным уплотнением.
Штуцер (40) может быть использован для загрузки через днище собранного прессового агрегата сжатых флюидов или газов перед выдавливанием и тем самым может быть применен для введения или повторного введения газов или жидкостей с переменными составами в образец керна или бурового шлама в прессовом агрегате и тем самым для создания возможности получения «подвижной» или газированной нефти. Как показано на фиг. 1F, контейнер (50) со сжатым флюидом может быть присоединен через трубопровод и клапанный узел (8) к штуцеру (40 и 42) донного блока.
Фильтровый узел может быть сведен к одиночной пористой пластине (30) из спеченного металлического порошка, как показано на фиг. 1С и 1D или в альтернативных вариантах осуществления может включать множество элементов с различающимися толщинами и размерами отверстий. Например, фильтровый узел может включать стальной диск, который служит в качестве конструкционного элемента, объединенного с ситовым полотном, или пористый диск, который служит для отфильтровывания твердых частиц, присутствующих в образце.
В общем, фильтровый элемент имеет отверстия с размерами меньше чем около 200 микронов (200 мкм), которые достаточно велики, чтобы позволить нефти проходить относительно беспрепятственно, в то же время задерживая подавляющее большинство твердых частиц, находящихся в образце тяжелой нефти или битуминозных песков. В предпочтительном варианте осуществления фильтр может иметь отверстия, меньшие чем около 20 микронов (20 мкм) и, более предпочтительно, меньшие чем около 15, 10 или даже 2 микронов (2 мкм) для удаления глинистой фракции твердого материала. В одном варианте осуществления фильтр дополнительно включает в качестве дополнительного ситового элемента ситовую металлическую ткань, предпочтительно имеющую размер ячеек сита меньше чем около 100 меш (номинальный размер отверстий 79 микронов (79 мкм)), более предпочтительно, меньше чем около 200 меш (74 микрона (74 мкм)). В одном варианте осуществления металлическая ткань имеет размер ячеек сита около 250 (58 микронов (58 мкм)).
В одном варианте осуществления ситовой элемент включает как ситовую металлическую ткань, так и пористый металлический диск. Пористый металлический диск может иметь размер пор менее чем около 15 микронов (15 мкм) и, более предпочтительно, менее чем около 10 микронов (10 мкм). Если желательно удалять предельно мелкие глинистые частицы, пористый металлический диск может иметь размер пор около 2 микронов (2 мкм), без существенного негативного влияния на условия исполнения изобретения.
Путем управления прессом (3) вручную или с помощью компьютера повышают нормальную нагрузку на образец с надлежащей скоростью, которая может быть предварительно задана оператором с учетом проницаемости образца пластового резервуара и сжимаемости образца при рабочей температуре пресса. Пористость образца в общем не является важным фактором, поскольку образцы обычно остаются рыхлыми при загрузке. Профиль изменения рабочего давления со временем, которому следует пресс, может быть настроен на согласование с конкретными наблюдаемыми свойствами образца. Типичные скорости сжатия могут варьировать до 10 МПа в минуту и предпочтительно составляют между 1 МПа в минуту и 5 МПа в минуту.
3
3
Устройство может иметь разнообразные габариты, но обычно размер цилиндропоршневого узла подбирают так, чтобы поместить образец пластового резервуара объемом от 10 до 1000 см и предпочтительно от 100 до 500 см. Вытекающие флюиды могут быть охлаждены с помощью охлаждающей рубашки (не показана), например с использованием жидкого азота или продуванием холодного воздуха, если требуется хранение извлеченных образцов или консервация всех легких фракций. Хотя ручное управление более эффективно, пресс (3) предпочтительно контролировать автоматически с помощью компьютера, который может использовать разнообразные программы сжатия, оптимизированные для каждого образца. В дополнение, компьютер может быть также функционально связан с нагревательной рубашкой цилиндра, или охлаждающей рубашкой для образца, или с ними обоими для применения разнообразных программ нагревания и охлаждения, синхронизированных с программами сжатия.
in situ
in situ
Еще один вариант исполнения устройства схематически показан на фиг. 1В. В этом варианте исполнения свойства флюида из битума или тяжелой нефти могут быть оценены, будучи выведенными из моделированного  процесса извлечения, где варьируют температуру и давление. Это может обеспечить измерение характеристик, полезных для оценки самого процесса извлечения. Как схематически показано на фиг. 1В, устройство включает цилиндропоршневой узел (1), который формирует прессовый агрегат для помещения в него образца из пластового резервуара, фильтр и донный блок (2), пресс (3) и нагревательную рубашку (4). Образец битума или тяжелой нефти собирают у основания прессового агрегата (5) через трубопровод и клапанный узел (8), который может поддерживать давление в аналитическом приборе (9) или просто соединять с контейнером для образца, который может быть закупорен и оставлен под давлением для последующего лабораторного PVT-анализа («давление-объем-температура пластового флюида»). В аналитическом приборе нефть и вода разделены, и образец нефти может быть проанализирован при нормальном или повышенном давлении. Устройство (9) может включать встроенный капиллярный вискозиметр, позволяющий непосредственно анализировать нефть на вязкость или другие характеристики в условиях подвижной или дегазированной нефти. С помощью инжектора (7) пользователь может вводить поток газа или жидкости под давлением на верхнюю часть образца перед выдавливанием битума из образца или в ходе такового. Природный газ, который растворен в нефтеносном слое, может быть добавлен к образцу, в частности, в условиях повышенного давления, с использованием инжектора (7) или через нижний трубопровод и клапанный узел (8). В одном варианте осуществления введение природного газа из пластового резервуара и поддержание образца при характерных для нефтеносного пласта условиях давления и температуры и газового состава позволяет провести отбор образца так, чтобы обеспечить точные анализы образцов битума или нефти в условиях «живой нефти», имитируя реальное  поведение.
В одном примере введение добавки, такой как газ или жидкость, может быть использовано в качестве способа предварительной обработки образца. В этом способе твердые компоненты, жидкости или газы, или комбинации таковых трех с конкретными составами для предварительной обработки, которые могли бы быть введены в пластовый резервуар, могут быть подобным образом применены для кондиционирования образца пластового резервуара, чтобы моделировать возможные процессы извлечения внутри устройства. В одном варианте осуществления химические, биологические или физические добавки могут быть использованы для предварительной обработки образца перед извлечением битума, чтобы моделировать усовершенствованный процесс извлечения с использованием тех же самых добавок.
Цилиндропоршневой узел (1) может быть также нагрет или охлажден для моделирования фазовых изменений, естественным образом происходящих в пластовых резервуарах, в том числе превращений «газообразное-жидкое-твердое состояние», колебаний вязкости нефти или воды, изменений смачиваемости и образования гидратов в газоводяных системах, или влияния добавления растворителей или комбинаций таковых.
В одном варианте осуществления устройство включает контрольные клапаны и приборы для измерения давления и температуры (не показаны), функционально связанные с устройством и системой управления, чтобы вертикальную нагрузку на образец можно было контролировать как функцию времени. Кроме того, для получения результатов измерений температуры и давления может быть использована автоматическая система сбора данных (не показана).
В соответствии со способом согласно настоящему изобретению образцы из керна, добытого из битуминозных песков, обломков выбуренной породы, вымытых из насыщенного нефтью пластового резервуара, образцы из содержащего битум карбонатного пластового резервуара, или прочие содержащие тяжелую нефть образцы механически уплотняют с использованием такого механического усилия, какое развивают гидравлические устройства, которые способны создавать нагрузку вплоть до около 200 МПа. Усилие может быть эквивалентно давлениям на глубинах залегания в 2 или 3 км или более. Природа или происхождение содержащего нефть образца не предполагаются ограничивающими заявленное изобретение.
В одном варианте осуществления усилие может быть приложено к образцу со скоростью, которая определяется проницаемостью образца, или вязкостью битума, или ими обеими. Регулированием скорости уплотнения для стимулирования течения битума или нефти отдельно от любой образованной воды и для предотвращения чрезмерного разрушения зерен из резервуара могут быть вытеснены битум или тяжелая нефть, по существу не содержащие осадочных пород и воды. В случае более вязких образцов битума образец может быть подвергнут умеренному нагреванию (до температуры <100°C) при отсутствии воздуха для повышения подвижности битума. Цилиндр (1) может быть нагрет с использованием нагревательной рубашки (4) или другого эквивалентного средства.
Как правило, образец может быть равномерно нагрет до температуры 70-80°C в течение 5 минут с использованием системы термического контроля на основе ленточного нагревателя. Более крупные или обезвоженные образцы могут потребовать большего времени для достижения желательной температуры. Нагревание снижает вязкость битума и делает его более подвижным при приложенном давлении. В одном варианте осуществления с герметизированными устройствами, способными выдерживать высокие температуры, для моделирования процесса добычи нефти термическими методами могут быть использованы температуры вплоть до 350°C. Было показано, что при повседневном применении в извлечении битума для измерений вязкости нагревание битума в герметизированном устройстве в среде без доступа воздуха до температуры 80°C не изменяет впоследствии измеренных значений его плотности по API или вязкостных характеристик.
В одном варианте осуществления к образцу перед уплотнением может быть добавлена вода, чтобы стимулировать извлечение тяжелой нефти или битума. Добавленная вода повышает теплопроводность образца, способствуя более быстрому прогреванию образца, вода увеличивает насыщенность порового пространства флюидом, и вода также способствует передаче давления на флюиды в образце пластового резервуара, чем стимулируется вытеснение флюида. В одном варианте осуществления добавленная вода типично выдавливается при более низких давлениях, поэтому добавленная вода вытесняется до вытекания фракции тяжелой нефти из образца. Не выявлено, чтобы вода, добавленная к образцу пластового резервуара, оказывала какое бы то ни было влияние на вязкость образца извлекаемой тяжелой нефти (фиг. 3). Из типичного образца битуминозных песков вода вытесняется при давлениях ниже около 120 МПа, выше которых из более обогащенных образцов может начать выделяться нефть. Даже без добавления воды уплотнение замороженных влажных образцов типично сопровождается выделением капель воды, вытесняемой перед началом сбора нефти. Если добавляют воду, количество возвращенной воды составляет не более 80% от количества, добавленного к образцу.
3
6
Вода вытесняется из устройства до выхода нефти или битума независимо от того, добавляли воду или нет. Это обусловлено тем, что в то время как относительная проницаемость воды в образце пластового резервуара из обогащенной нефтью зоны резервуара может быть очень низкой, например менее чем 0,01, относительная разность значений вязкости воды и нефти в условиях пластового резервуара может составлять порядки от 10 до 10. Поэтому в обогащенных нефтью зонах пластовых резервуаров с тяжелой нефтью или битумом подвижность воды остается по существу более высокой, чем подвижность нефти. То есть
kro/μro << krw/μrw
где
kro представляет относительную проницаемость пластового резервуара в отношении нефти;
μro представляет динамическую вязкость нефти;
krw представляет относительную проницаемость пластового резервуара в отношении воды; и
μrw представляет динамическую вязкость воды.
Эффективность транспорта воды через обогащенный нефтью образец повышается по мере увеличения отношения (krw*μo)/(kro*μw). Это резкое различие в подвижности используется как преимущество устройства для механической экстракции для отделения воды от образца битума во время извлечения.
В одном варианте осуществления было найдено, что добавление воды необходимо для образцов, которые имеют низкое содержание влаги либо по естественным причинам, либо в результате обработки или хранения. Например, в случае битуминозных песков, которые были измельчены и оставлены высыхать в условиях окружающей среды в течение длительного периода времени (около 10 недель), по существу никакой нефти нельзя выдавить без добавления воды. Добавление воды также позволяет применять радиоактивные метки, которые могут обеспечить возможность химического и изотопного анализа в любых внутрипоровых водах, вытесняемых добавленной водой и смешивающихся с ней.
Битум и тяжелая нефть могут быть вытеснены в достаточном количестве, так что типично образец весом 200 г керна из пластового резервуара может быстро дать (обычно менее чем за 1 час и часто за время менее 20 минут) достаточное количество жидкой нефти (обычно до 5 мл) для измерений API-плотности и вязкости, а также для химического анализа. Более длительные экстракции с приложением более высоких нагрузок могут потребоваться для менее насыщенных, низкокачественных или очень вязких образцов. Например, образцы карбонатных кернов могут потребовать примерно в 3-4 раза более длительного извлечения количества нефти, подобного получаемому из образца битуминозных песков, вследствие более низкой проницаемости карбонатного керна.
Появление тяжелой нефти может начаться при приложении давления не менее 50 МПа для образцов, богатых битумом или имеющих низкую вязкость. Для некоторых образцов пластовых резервуаров, добытых холодным способом, которые не только богаты битумом, но и имеют низкую вязкость, нефть может непрерывно вытекать при относительно низком приложенном давлении. Из более трудных образцов, которые либо очень вязкие, либо бедны битумом, или характерны и тем, и другим, получается мало или вообще нельзя получить битум и тяжелую нефть ни при низких, ни при высоких давлениях. В общем, удовлетворительные образцы нефти могут быть получены из образцов с содержанием битума более 4,5 весовых процентов.
При использовании способа механического уплотнения согласно настоящему изобретению из образца может быть извлечено до около 50% содержащихся в нем тяжелой нефти или битума в относительно чистом состоянии. В общем полученные образцы нефти и битума имеют качество, достаточное для проведения измерений вязкости и API-плотности с использованием имеющихся в продаже на рынке инструментов без неудач или ошибок, обусловленных присутствием мелких фракций осадочных пород и воды.
Битум или тяжелая нефть, извлеченные механическим уплотнением в соответствии с изобретением, при сравнении с образцами, полученными прежними способами экстракции растворителями или центрифугирования, весьма подобны таковым в химическом и физическом плане. Как правило, измерения вязкости или API-плотности в общих чертах сходны с таковыми, проведенными на извлеченных центрифугированием битумах, но обнаруживают пониженную вязкость, так как нефти, добытые механическим уплотнением, обогащены соединениями головных фракций, такими как легкие углеводороды (фиг. 6), и обычно имеют значение вязкости при температуре 20°C меньшее примерно в 1,85 раза (фиг. 5В). Следует отметить, что извлеченную с помощью растворителей нефть нельзя использовать для непосредственных измерений вязкости битума.
Важно, что извлеченная нефть, полученная способом и в устройстве согласно описываемому здесь изобретению, извлекается быстро (как правило, менее чем за пятую часть времени, затрачиваемого на извлечение нефтей центрифугированием), сохраняя низкокипящие компоненты, теряемые при экстракциях центрифугированием, и при минимальных затратах, и может быть добыта в периодическом режиме работы, обеспечивая возможность параллельного проведения множественных экстракций образцов.
Устройство для экстракции имеет то преимущество, что битумы или нефти могут быть извлечены постепенно для физического или химического тестирования на всем протяжении проведения добычи за короткий период времени, тогда как центрифугирование потребовало бы остановки и повторного запуска процесса отделения. Когда нужны данные вязкости или химического анализа, от которых зависит добыча, устройство для экстракции предоставляет способ получения эффективных образцов в управляемом режиме.
В одном варианте осуществления с использованием устройства согласно настоящему изобретению может быть исполнен способ моделирования системы физического извлечения. Устройство можно нагреть или охладить для моделирования фазовых превращений, которые естественным образом происходят в пластовых резервуарах, в том числе преобразований «газообразного-жидкого-твердого состояния». Разнообразные агенты, такие как средства для повышения смачивающей способности, средства для модификации вязкости или растворители, могут быть введены во время процесса экстракции для имитации процессов подземной добычи. Эти агенты хорошо известны квалифицированным специалистам в этой области технологии и используются для повышения отдачи подземных месторождений тяжелой нефти.
Например, эффективность средств для предварительной обработки в обеспечении добычи очень вязкой тяжелой нефти холодными методами можно моделировать с использованием варианта выполнения настоящего изобретения, как иллюстрировано в нижеприведенных примерах.
Нижеследующие примеры приведены для иллюстрирования определенных аспектов изобретения и не предназначены для ограничения заявленного изобретения каким бы то ни было образом, за исключением конкретно оговоренного в этом отношении.
Пример 1 - Приготовление образцов и методика
Породы-коллекторы битума или тяжелой нефти (содержащие приблизительно 5-15 весовых процентов битума и имеющие пористость до 40%) могут быть подвергнуты механической экстракции в одиночной операции. Типично от около 150 до 200 г образца слегка раздробленного битуминозного песка (битуминозный песок является раздробленным после замораживания в ступке и измельчения пестиком в течение 5 минут) помещают в экстракционный цилиндр (1) для получения тяжелой нефти в количестве между 1 и 10 мл. Количество употребляемого образца зависит от содержания битума и тяжелой нефти в образце и количества нефти, необходимого для анализа. Например, в случае образца с низкой нефтенасыщенностью или низкой пористостью потребовалось бы применение увеличенного количества образца для обеспечения возможности извлечь требуемый объем жидкой нефти.
В то время как добавление воды к образцу не является необходимым в случае замороженных влажных керновых образцов, добавление некоторого количества воды (до 20 объемных процентов) на верхнюю часть образцов может повысить количество нефти, извлекаемой при проведении операции, в особенности из высушенных образцов. Добавляемая вода может представлять собой деминерализованную воду, водопроводную воду, соляной раствор, воду из природной или синтетической формации или воду с радиоактивной меткой, в зависимости от варианта применения. Образцы, замороженные в морозильной камере, обычно оттаивают в течение около 15 минут перед измельчением, или для максимального сохранения легкокипящих фракций в образце могут быть подвергнуты размораживанию в плотно закрытом цилиндре. Описываемые здесь операции загрузки и механического извлечения в устройстве обычно занимают около 1 часа. Типичные стадии процесса описаны ниже для ситуации, где из образца пластового резервуара первоначально удаляют воду с последующим извлечением битума или тяжелой нефти.
Пример 2 - Извлечение воды
1. Загружают надлежащее количество измельченного образца пластового резервуара в цилиндр.
2. Располагают поршень над верхней частью цилиндра.
3. Помещают водосборный флакон внизу внутри сборной камеры устройства для механической экстракции (МЕ).
4. Включают систему нагревания в режим предварительного нагрева (как правило, от 40°C до 80°C) устройства в течение приблизительно 10 минут.
5. Располагают поршень на верхней части образца так, чтобы он только соприкасался с образцом, прилагая к образцу минимальное усилие. В этот момент в водосборный флакон быстро вытекает вода в количестве между около 1 и 10 мл, если воду добавляли к образцу. Поршень следует удерживать в этом положении в течение нескольких минут.
6. Увеличивают нагрузку, прилагаемую прессом, приблизительно до 25 МПа и удерживают в течение нескольких минут. Если добавляли воду, вытечет дополнительное количество воды, в противном случае для неувлажненных образцов в их исходном состоянии можно собрать лишь капли воды.
7. Образец воды может быть достаточно большим для подробного химического или изотопного анализа водного образца.
Пример 3 - Извлечение нефти
Нижеследующее описание относится к примеру с одним набором условий, которые могут быть применены для извлечения образцов нефти из типичного образца битуминозного песка (нефтеносного песка) из месторождения в западной Канаде, имеющего высокую пористость.
1. Заменяют водосборный флакон на флакон для сбора нефти, предварительно взвешенный.
2. Увеличивают приложенное усилие пресса до величины около 50 МПа (абсолютная нагрузка) и выдерживают в течение 5 минут. Нефть может начать капать в сборный флакон уже при этом давлении в случае обогащенных образцов и/или образцов, содержащих менее вязкую нефть.
3. Повышают приложенное усилие пресса до уровня 75 МПа (абсолютная нагрузка) и выдерживают в течение интервала времени, более длительного, чем на стадии 2 (например, 10 минут). Увеличивают приложенное усилие пресса до 100 МПа (абсолютных) и выдерживают в течение интервала времени, превышающего таковой на стадии 3 (например, 15 минут).
4. Увеличивают приложенное усилие пресса до 25 тонн (125 МПа) и выдерживают в течение интервала времени, более длительного, чем на стадии 4 (например, 15 минут).
5. Выключают систему нагревания и сбрасывают нагрузку пресса.
Емкость для сбора образца можно взвесить для определения веса извлеченной нефти, и нефть сохраняют в морозильной камере (если необходимо) для последующего анализа.
Обработанный образец пластового резервуара затем может быть выгружен, и устройство очищают с помощью растворителя или ультразвуковой обработки, или обоими способами. Устройство затем может быть высушено в печи при температуре 70°C в течение 10 минут для следующего применения.
Давнишние высохшие образцы также можно обработать следующим образом. При добавлении 30 мл воды к 150 г образца битуминозного песка, который был измельчен и выдержан для высушивания в течение 10 недель в условиях окружающей среды, способом согласно настоящему изобретению получили около 2 мл нефти. Замороженный образец, который был в умеренной степени насыщен водой, подвергали уплотнению с добавлением воды и без такового. Результаты показали, что добавление воды существенно увеличивает объем извлеченной нефти (примерно на 50%), без оказания какого-либо видимого влияния на вязкость выдавленной нефти. Как показано на фиг. 3, вязкость образцов, извлеченных с добавлением воды и без такового, при различных температурах найдена по существу идентичной.
С использованием вышеописанной 65-минутной процедуры количество битума, извлеченного в одиночном цикле уплотнения 200 г образцов битуминозных песков, варьирует от 2 до 6 г для большинства образцов, что достаточно для проведения измерений вязкости и API-плотности. Реальный временной диапазон для сбора битума обычно составлял от 20 до 45 минут, в зависимости от качества отдельных образцов. Большее количество нефти может быть в основном извлечено при подвергании образца более высокому давлению в течение более длительного периода времени, что может оказаться необходимым для более вязких образцов, содержащих меньшее количество летучих компонентов. Данные показывают, что до 50% битума в образцах битуминозного песка может быть извлечено при проведении выдавливания по методике, которая описана выше.
Вышеописанную методику выдавливания применили для многочисленных скважин на месторождении битуминозных песков в северной Альберте для получения образцов битума для измерения вязкости и API-плотности. Сравнение результатов химического анализа показательной, но критически важной фракции (С12+, ароматическая углеводородная фракция) битума из образца битуминозного песка, взятого из месторождения Peace River, северо-западная Альберта, Канада, показано на фиг. 2. Как показано, нефти, экстрагированные растворителем (верхняя хроматограмма), «крученые» нефти (центрифугирование, средняя хроматограмма) и механически извлеченные нефти, полученные с помощью устройства в соответствии с изобретением (нижняя хроматограмма), являются весьма сходными по характерным алкилнафталиновым и алкилфенантреновым компонентам в С12+ фракции битума или тяжелой нефти.
Как показано на фиг. 4, сравнение вязкости нефти, извлеченной выдавливанием и центрифугированием, показывает, что выдавленные нефти (светлые квадратики) единообразно проявляют сходные, но слегка заниженные значения вязкости, чем эквивалентные таковым центрифугированные нефти (ромбики), полученные из эквивалентных образцов. При температуре 20°C извлеченные выдавливанием битумы типично в 1,85 раза менее вязкие, чем битумы, извлеченные центрифугированием, благодаря сохранению легкокипящих фракций. Представляется, что эти различия обусловливаются разницей в приложенных давлениях и продолжительностях извлечения в двух способах извлечения битума из образцов битуминозных песков, и условиями полной герметичности в процессе извлечения при использовании устройства для механической экстракции путем выдавливания. Устройство для выдавливания последовательно извлекает битумы с сохранением большего количества легких углеводородных компонентов, чем эквивалентные образцы, извлеченные центрифугированием (фиг. 6). Широко распространенный в настоящее время способ быстрого вращения является более грубо действующим способом, чем выдавливание, в котором битум извлекают при скорости вращения от 15000 до 20000 об/мин в течение от 1 до 2 часов, тогда как выдавливанием можно извлечь битум гораздо быстрее чем за 1 час, зачастую в течение получаса. В результате в выдавленных нефтях часто остается более высокое процентное содержание летучих и подвижных компонентов, чем в центрифугированных нефтях, что делает первые менее вязкими. В дополнение, выдавленная нефть из экстракционного устройства может содержать меньшие количества твердых примесей (подвижных тонкодисперсных частиц), чем центрифугированная нефть, благодаря задерживанию мелкодисперсных частиц в пористом диске и сетчатых фильтрах. Физические аспекты устройства сводятся к тому, что воздействию приложенной нагрузки подвергается только подвижная нефть, тогда как в центрифуге воздействие одинаковых сил испытывают твердые компоненты (минералы и мелкие фракции) и флюиды; и те и другие могут одновременно выбрасываться вовне (перемещаться вниз) из материала керна. В дополнение, как отмечено выше, плунжерное устройство выдавливает воду раньше битума, так что полученные битумы по существу не содержат ни твердых частиц, ни воды.
Молекулярные геохимические анализы с помощью инструментальной системы «газовая хроматография/масс-спектрометрия» показывают, что выдавленные нефти и соответствующие центрифугированные нефти имеют весьма сходные показатели распределения геохимических молекулярных маркеров, которые согласуются с извлеченными растворителем нефтями, которые экстрагируют по существу всю нефть из первичной пористости (смотри фиг. 2). Это позволяет сделать предположение, что выдавленные нефти являются показательными в химическом отношении для находящейся в пластовом резервуаре нефти и могут быть более показательными при добыче нефти холодными методами, при которых среднее содержание твердых примесей составляет менее 5%.
in situ
Как показано на фиг. 5, выдавленные нефти проявляют хорошее соответствие при сравнении вязкости с эквивалентными нефтями, извлеченными центрифугированием, или «кручеными». Значения вязкости битума при температурах 80°C и 20°C, измеренные на битумах, экстрагированных выдавливанием и центрифугированием из одних и тех же образцов, подобны, но герметичная плунжерная система сохраняет большее количество легких фракций битума и дает более реалистические результаты измерения вязкости битума в  дегазированной нефти, типично примерно в 1,85 раза ниже, чем полученные центрифугированием эквивалентные битумы, для измерений при температуре 20°C. На фиг. 6 газовые хроматограммы битумов, извлеченных из одного и того же образца центрифугированием («крученая» нефть) и механической экстракцией (выдавленная нефть), показывают большее сохранение легких фракций (С5-С10) в выдавленных нефтях. Вязкость нефти находится в экспоненциальной зависимости от доли низкокипящих углеводородов легких фракций, так что даже довольно маленькие изменения содержания углеводородов легких фракций могут оказывать влияние на вязкость.
Фигуры 7 и 8 показывают, что битум может быть извлечен постепенно в диапазоне нагрузок со сходными значениями вязкости, что свидетельствует о независимости последней от степени извлечения битума из образца. На фиг. 7 взаимосвязь между массой выделенной нефти (в граммах) и приложенной к образцу нагрузкой (в тоннах) показана как функция времени. Количество нефти, достаточное для измерения вязкости, может быть получено в течение получаса. На фиг. 8 вязкость (в сантипуазах, сП) нефти для извлеченных битумов как функция времени для одного образца показывает незначительное отклонение с течением времени. Значения вязкости были измерены, следуя по диаграмме сверху вниз, при температурах 20, 38, 54, 80°C. Вязкость ранее выделенной нефти очень подобна таковой для нефти, выделенной позднее, и надежные измерения могут быть выполнены на большинстве образцов из битумов, извлеченных на протяжении получаса. В то время как это независимое от извлечения колебание вязкости выявлено для многих пластовых резервуаров, некоторые резервуары, в особенности такие, где нефть смачивает и насыщает глины, могут проявлять зависящие от извлечения колебания вязкости, при которых ранее добытые нефти имеют более низкую вязкость, чем нефти, добытые позднее. Эта информация является весьма ценной для оценки возможностей процесса добычи.
Пример 4 - Применение устройства для выполнения физического эксперимента для моделирования воздействия агента предварительной обработки на флюиды пластовых резервуаров битуминозных песков
трет
Замороженный образец керна из битуминозного песка с исходными показателями распределения нефти и воды соответственно месту взятия поместили в устройство для механической экстракции и оставили оттаивать при комнатной температуре. Затем его осторожно сдавили для возвращения образца в состояние, как в пластовом резервуаре, отражающее глубину залегания около 2 км. Затем медленно в течение нескольких часов или дней через образец пропускали поток обводняющей жидкости, содержащей агент предварительной обработки. После надлежащего периода времени механически извлекли битум из образца пластового резервуара с использованием выдавливающего устройства и проанализировали для определения вязкости и химического состава. Нижеприведенная таблица 1 показывает результаты лабораторных экспериментов, полученные при введении трех примерных агентов предварительной обработки в отдельные образцы битуминозного песка. Один агент, фенол, изменяет смачиваемость образца, позволяя нефти прилипать к минеральным зернам, тогда как два водорастворимых органических растворителя (метилпропилкетон (МРК) и метил--бутиловый простой эфир (МТВЕ)) экстрагируются нефтью в керновом образце и снижают ее вязкость. Во время эксперимента аликвоты по 225 граммов образца битуминозного песка спрессовали до условий пластового резервуара. На верхнюю часть образца в устройстве для механической экстракции добавили водный раствор в количестве 20 мл, который приблизительно представлял объем воды, равный утроенному объему воды в пленке остаточной воды в образце (то есть трем объемам пленки внутрипоровой воды), и включающий примерные агенты предварительной обработки в количестве, достигающем величины растворимости в насыщенном растворе. Поток водного раствора осторожно пропустили через поровую систему образца битуминозного песка с использованием градиента давления, созданного медленным сжатием флюида и образца, после чего содержимое оставили стоять в течение приблизительно трех часов при температуре окружающей среды. Затем устройство привели в действие для имитации процесса извлечения путем приложения градиента давления к образцу, как описано выше в примере 3, для извлечения образцов флюида из устройства. Нефть и воду собрали из модельного процесса извлечения и измерили значения вязкости и химический состав таковых.
Таблица 1
Состав водного раствора
Нагрузка, при которой начинается течение нефти
Коли-чество извлеченной нефти
Вязкость (сантипуаз, сП)
20°C
50°C
80°C
20 мл воды (Н<sub>2</sub>О), насыщенной метилпропилкетоном (МРК)
8-10 тонн
12,4 г
18951
1461
288
20 мл воды (Н<sub>2</sub>О), насыщенной метил-<i>трет</i>-бутиловым простым эфиром (МТВЕ)
8 тонн
10,9 г
50470
2498
401
20 мл воды (Н<sub>2</sub>О), насыщенной фенолом
12-14 тонн
9,9 г
64691
2600
351
20 мл воды (Н<sub>2</sub>О) без добавок
12-14 тонн
7,3 г
182069
5391
557
трет
Вторая колонка в таблице 1 показывает нагрузку на образец, при которой нефть начинает вытекать во время процесса извлечения, который проводили при температуре 85°C. Третья колонка представляет количество извлеченной нефти. В четвертой, пятой и шестой колонках показана вязкость извлеченной нефти, измеренная при температурах 20, 50 и 80°C соответственно. Первая строка показывает результаты, когда агент предварительной обработки представлял собой водный раствор метилпропилкетона (МРК), который модифицирует вязкость нефти. Вторая строка показывает результаты, когда агент предварительной обработки представлял собой водный раствор метил--бутилового простого эфира (МТВЕ), который также изменяет вязкость нефти. Третья строка показывает результаты, когда агент предварительной обработки представлял собой водный раствор фенола, агента предварительной обработки, который влияет на смачивающую способность образца, чтобы способствовать сохранению полярных соединений в образце породы во время извлечения и тем самым снижать вязкость. Четвертая строка показывает, в целях сравнения, результаты, когда образец битуминозного песка оставлен необработанным.
трет
трет
трет
трет
Как иллюстрировано вышеприведенными экспериментальными результатами, количество извлеченной нефти значительно увеличивается после предварительной обработки фенолом, метилпропилкетоном (МРК) или метил--бутиловым простым эфиром (МТВЕ) в качестве агентов предварительной обработки. Причина повышенного извлечения может быть отнесена, по меньшей мере отчасти, на счет влияния на вязкость процесса предварительной обработки, включающего как экстрагирование растворителя (метилпропилкетона (МРК), метил--бутилового простого эфира (МТВЕ)) нефтью из воды, так и изменение смачивающей способности и экстрагирование растворителя (фенола). Вязкость была существенно снижена относительно контрольного образца, в особенности при низких температурах. Добыча холодным способом из пластового резервуара тяжелой нефти или битума может быть выполнена, если вязкость дегазированной нефти составляет менее, чем приблизительно 50000 сантипуаз (сП) при температуре 20°С. Благодаря применению либо фенола, либо метилпропилкетона (МРК), или метил--бутилового простого эфира (МТВЕ) в качестве агента предварительной обработки нефть, в противном случае не извлекаемая холодным способом вследствие высокой вязкости (180000 сантипуаз (сП) при температуре 20°С), может быть извлечена в процессе добычи холодным способом, если ее вязкость после предварительной обработки становится ниже порогового значения, требуемого для холодной добычи. В этом примере «не холодное» извлечение нефти путем предварительной обработки преобразовали в «холодную» добычу нефти с использованием метилпропилкетона (МРК), или метил--бутилового простого эфира (МТВЕ), или фенола в качестве средств предварительного обводнения.
Таким образом, поршневое устройство может быть использовано для быстрого тестирования агентов предварительной обработки пластового резервуара описанным способом, а также может быть применено для моделирования добычи битума холодными и термическими методами из образца пластового резервуара, при употреблении агентов предварительной обработки или без такового.
Поскольку образцы подвижной нефти могут быть собраны и даже охарактеризованы по вязкости с помощью устройства по ходу проведения работ, устройство для выдавливания представляет собой весьма экономичное и быстродействующее средство для перебора многочисленных возможных комбинаций условий предварительной обработки пластового резервуара и методов проведения добычи, в дополнение к возможности получения высококачественных образцов воды и не содержащих осадочной породы битумов для анализа вязкости и плотности в градусах Американского нефтяного института (API).