Способ и устройство для получения образцов тяжелой нефти из образца пластового резервуара

Способ и устройство для получения образцов тяжелой нефти из образца пластового резервуара

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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.

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 см²) площади поперечного сечения цилиндра) и может превышать 160-200 МПа (12-15 тонн на квадратный дюйм (6,45 см²)). 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.

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^TM. 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.

Устройство может иметь разнообразные габариты, но обычно размер цилиндропоршневого узла подбирают так, чтобы поместить образец пластового резервуара объемом от 10 до 1000 см³ и предпочтительно от 100 до 500 см³. 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.

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 in situ 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 in situ 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 и