CN105696991B - 非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置及实验方法 - Google Patents
非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置及实验方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105696991B CN105696991B CN201610204825.4A CN201610204825A CN105696991B CN 105696991 B CN105696991 B CN 105696991B CN 201610204825 A CN201610204825 A CN 201610204825A CN 105696991 B CN105696991 B CN 105696991B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- steam
- seal pot
- hydrocarbon gases
- amount
- chamber
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 79
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 78
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 78
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 title claims abstract description 57
- 238000004088 simulation Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 title description 3
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 139
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 63
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 30
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 28
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 8
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 6
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims description 6
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 claims description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 claims description 3
- 229910001120 nichrome Inorganic materials 0.000 claims description 3
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 8
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 3
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 abstract 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 abstract 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 21
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 4
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 241000208340 Araliaceae Species 0.000 description 1
- 235000005035 Panax pseudoginseng ssp. pseudoginseng Nutrition 0.000 description 1
- 235000003140 Panax quinquefolius Nutrition 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000000748 compression moulding Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 235000008434 ginseng Nutrition 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 1
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000010025 steaming Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
Abstract
本发明为一种非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置，包括密封釜、非烃类气体注入系统、蒸汽注入系统、排水接收器和排气接收器，密封釜内具有腔室，密封釜设有对腔室加热的加热装置；腔室内设有温度探头和压力探头；非烃类气体注入系统和蒸汽注入系统通过管路与密封釜连接；排水接收器和排气接收器通过管路与密封釜连接。本发明还提供了一种实验方法，能动态模拟井筒中注入非烃类气体和蒸汽的动态条件，模拟实际动态条件下，由于反应的消耗，系统热量散失等条件引发的密封釜内客观条件发生的变化。可计量的处理系统，通过相应的监测与计算模拟，准确模拟井筒内任意一点的温度、压力、气体组成、干度这些状态参数。
Description
技术领域
本发明是关于一种稠油油藏蒸汽驱开发方法的模拟实验，尤其涉及一种非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置及实验方法。
背景技术
由于稠油油藏储层中的原油具有粘度高、难流动等特点，蒸汽驱热采仍然是开发稠油油藏的有效手段，但随着近年来蒸汽驱生产不断深入，大多数主力稠油区块产量的上升势头逐渐缓慢并开始阶段性递减。为尽可能降低蒸汽驱开发的成本，探索使用非烃类替代部分蒸汽并辅助蒸汽驱进行热采试验。非烃类气体主要是指CO2、N2等气体(可以采用空气)，非烃类气体和蒸汽混合注入油井中进行蒸汽驱开采。
在常规稠油油藏蒸汽驱实验室模拟领域中，多数实验是针对井筒内仅有水蒸汽的情况，对蒸汽驱井筒内的状态分析只是对单相水的物理状态进行分析，还没有井筒内采用多介质、多相流体混合后的状态模拟实验的报道。目前的蒸汽地面模拟装置以向反应釜内直接充填所有腐蚀介质或反应物质为主，实质上就是一个满足高温高压的静态空间，并没有考虑实际动态条件下，由于反应的消耗，系统热量散失等条件引发的反应釜内客观条件发生的变化。若采用常规井筒参数模拟实验来模拟非烃类气体和蒸汽混合的井筒状态会面临以下两个问题：
1、常规的蒸汽地面模拟装置仅能模拟静态物理环境，若同时注入空气与水，无法掌握容器内汽、气、水的三相比例，难以模拟井下动态环境；
2、由于注入介质增加了空气等非烃类气体，井筒内的环境发生改变，原有蒸汽干度测量装置无法精确模拟及控制井筒内干度等参数。所谓干度，是指每千克湿蒸汽中含有干蒸汽的质量百分数。热力学中干度的定义为汽液共存物中，汽相的质量分数或摩尔分数。
由此，本发明人凭借多年从事相关行业的经验与实践，提出一种非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置及实验方法，以克服现有技术的缺陷。
发明内容
本发明的目的在于提供一种非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置及实验方法，能精确调整密封釜内气/汽的混合情况，准确模拟井下任意深度的温度、压力状态参数。
本发明的另一目的在于提供一种非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置及实验方法，能够校核井筒干度测试仪的精度。
本发明的目的是这样实现的，一种非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置，所述模拟实验装置包括：
密封釜，所述密封釜内具有用于模拟井筒的腔室，所述密封釜上设有与所述腔室连通的第一注入口、第二注入口、第一排出口和第二排出口；所述密封釜设有对所述腔室加热的加热装置；所述腔室内设有温度探头和压力探头；
非烃类气体注入系统，所述非烃类气体注入系统通过管路与所述第一注入口连接，用于向所述腔室内注入非烃类气体；
蒸汽注入系统，所述蒸汽注入系统通过管路与所述第二注入口连接，用于向所述腔室内注入蒸汽；
排水接收器，所述排水接收器通过管路与所述第一排出口连接，用于接收并测量所述密封釜排出的液态水；
排气接收器，所述排气接收器通过管路与所述第二排出口连接，用于接收并测量所述密封釜排出的混合气体。
在本发明的一较佳实施方式中，所述密封釜为封闭的罐体，所述罐体具有三层结构的壁，从内向外依次为第一层壁、第二层壁和第三层壁；所述第一层壁采用耐腐蚀材料制成，所述第二层壁采用保温材料制成，所述第三层壁采用防爆金属外壳；所述第一层壁与所述第二层壁之间设有加热电阻丝，所述加热电阻丝构成所述加热装置。
在本发明的一较佳实施方式中，所述密封釜为圆柱形罐体，所述第一层壁、第二层壁和第三层壁的厚度均为5cm；所述第一层壁采用镍铬合金制成；所述第二层壁采用石棉制成。
在本发明的一较佳实施方式中，所述第二层壁与所述第三层壁之间还设有水冷盘管，所述水冷盘管用于对所述第三层壁进行降温。
在本发明的一较佳实施方式中，所述密封釜还设有安全阀，所述安全阀与所述腔室连通，用于限制所述腔室内的压力。
在本发明的一较佳实施方式中，所述密封釜内设有用于放置被测定仪器的盛放台，所述温度探头、所述压力探头均通过线路连接设在所述密封釜外部的数据显示仪。
在本发明的一较佳实施方式中，所述非烃类气体注入系统包括通过管路依次连接的气体压缩机、低压气罐、增压泵、高压气罐及第一流量控制器；所述第一流量控制器通过管路连接所述第一注入口；所述第一流量控制器与所述第一注入口连接的管路上设有第一止回阀；所述第一止回阀从所述第一流量控制器向所述第一注入口方向导通。
在本发明的一较佳实施方式中，所述气体压缩机与所述低压气罐之间通过耐压塑胶管连接；所述低压气罐、所述增压泵、所述高压气罐之间以及所述第一流量控制器、所述第一止回阀之间的连接管路上均设有用于控制开闭的控制阀。
在本发明的一较佳实施方式中，所述蒸汽注入系统包括通过管路依次连接的水罐、平流泵、蒸汽发生器及第二流量控制器；所述第二流量控制器通过管路连接所述第二注入口；所述第二流量控制器与所述第二注入口连接的管路上设有第二止回阀；所述第二止回阀从所述第二流量控制器向所述第二注入口方向导通。
在本发明的一较佳实施方式中，所述蒸汽发生器、所述第二流量控制器以及所述第二注入口之间采用保温管路连接；所述水罐、所述平流泵、所述蒸汽发生器之间以及所述第二流量控制器、所述第二止回阀之间的连接管路上均设有用于控制开闭的控制阀。
在本发明的一较佳实施方式中，所述排水接收器采用储水罐，所述储水罐与所述第一排出口之间的管路上设有控制阀。
在本发明的一较佳实施方式中，所述排气接收器采用储气罐，所述储气罐与所述第二排出口之间的管路上设有控制阀。
本发明的目的还可以这样实现，一种采用所述模拟实验装置的实验方法，所述实验方法包括如下步骤：
S11、启动所述非烃类气体注入系统及所述蒸汽注入系统，向所述腔室内注入非烃类气体和蒸汽；控制非烃类气体和蒸汽的注入量使所述腔室内达到设定的压力，通过所述加热装置使所述腔室内达到设定的温度；
S22、通过所述排水接收器计量从所述密封釜排出的液态水的量；
S33、通过所述排气接收器计量从所述密封釜排出的混合气体中蒸汽的量以及非烃类气体的量；
S44、通过所述控制阀控制从所述密封釜排出的混合气体的量以及从所述密封釜排出的液态水的量。
在本发明的一较佳实施方式中，步骤S11中注入所述腔室的非烃类气体的量通过所述第一流量控制器来控制；注入所述腔室的蒸汽的量通过所述第二流量控制器来控制；通过所述温度探头和所述压力探头读取所述腔室内的温度值和压力值。
在本发明的一较佳实施方式中，步骤S22中通过称量所述储水罐的质量变化计量得到排出的液态水的量；
步骤S33中，所述储气罐冷却后混合气体中的蒸汽冷凝为液态水并排出进行称量，计量得到排出的混合气体中蒸汽的量；然后通过称量所述储气罐的质量变化计量排出的混合气体中非烃类气体的量。
在本发明的一较佳实施方式中，所述实验方法还包括如下步骤：
S10、在步骤S11之前，向所述密封釜内的盛放台上放置待校核的干度测试仪；
S34、在步骤S33之后，计算得到所述密封釜内剩余的液态水与蒸汽的总量为：WS＝W1-W2-W3，其中
WS为密封釜内剩余的液态水与蒸汽的总量；
W1为注入到密封釜内的蒸汽量；
W2为由储水罐计量得到的排出的液态水的量；
W3为由储气罐计量得到的排出的蒸汽的量；
计算得到所述密封釜内剩余的非烃类气体的量为：AS＝A1-A2，其中
AS为密封釜内剩余的非烃类气体的量；
A1为注入到密封釜内的非烃类气体的量；
A2为由储气罐计量得到的排出的非烃类气体的量；
S35、由方程计算得到所述密封釜内的蒸汽分压力；其中PX为密封釜内的蒸汽分压力；
T1为温度探头测得的温度值；
计算得到所述密封釜内蒸汽所占混合气体的百分比SW＝PX/P1，同时得到密封釜内非烃类气体所占混合气体的百分比SA＝1-SW，其中
SW为密封釜内蒸汽所占混合气体的百分比；
P1为压力探头测得的压力值；
SA为密封釜内非烃类气体所占混合气体的百分比；
然后计算得到密封釜内蒸汽的干度其中
X为计算得到的密封釜内蒸汽的干度值；
S36、读取待校核的干度测试仪所测得的干度值X测试，与计算得到的干度值X进行比较。
在本发明的一较佳实施方式中，所述非烃类气体采用空气、氮气或二氧化碳气体。
由上所述，本发明的模拟实验装置及实验方法能动态模拟井筒中注入非烃类气体和蒸汽的动态条件，模拟实际动态条件下，由于反应的消耗，系统热量散失等条件引发的密封釜内客观条件发生的变化。将密封釜的排水和排气系统设计成可监测，可计量的处理系统，通过相应的监测与计算模拟，准确模拟井筒内任意一点的温度、压力、气体组成、干度这些状态参数。尽可能还原井下流动状态下的真实反应情况，干度可测，系统注排量可控，更真实模拟井下环境，并可以校核用于井下的干度测试仪，为井筒内的干度测试仪设计提供支持。
附图说明
以下附图仅旨在于对本发明做示意性说明和解释，并不限定本发明的范围。其中：
图1：为本发明模拟实验装置的结构示意图。
附图标记说明：
1-气体压缩机；
2-低压气罐；
3-控制阀；
4-增压泵；
5-高压气罐；
6-水罐；
7-平流泵；
8-蒸汽发生器；
9-密封釜；91-腔室；92-盛放台；93-三层结构的壁
10-干度测试仪；
11-安全阀；
12-储水罐；
13-储气罐；
141-第一止回阀；142-第二止回阀；
151-第一流量控制器；152-第二流量控制器；
16-压力探头；
17-温度探头；
a-第一注入口；b-第二注入口；c-第一排出口；d-第二排出口。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明本发明的具体实施方式。
实施例一
如图1所示，本发明提供了一种非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置，所述模拟实验装置包括：
密封釜9，所述密封釜9内具有用于模拟井筒的腔室91，所述密封釜9上设有与所述腔室91连通的第一注入口a、第二注入口b、第一排出口c和第二排出口d；所述密封釜9设有对所述腔室91加热的加热装置；所述腔室91内设有温度探头17和压力探头16；
非烃类气体注入系统，所述非烃类气体注入系统通过管路与所述第一注入口a连接，用于向所述腔室91内注入非烃类气体；
蒸汽注入系统，所述蒸汽注入系统通过管路与所述第二注入口b连接，用于向所述腔室91内注入蒸汽；
排水接收器，所述排水接收器通过管路与所述第一排出口c连接，用于接收并测量所述密封釜9排出的液态水；
排气接收器，所述排气接收器通过管路与所述第二排出口d连接，用于接收并测量所述密封釜9排出的混合气体。
该模拟实验装置能动态模拟井筒中注入非烃类气体和蒸汽的动态条件，模拟实际动态条件下，由于反应的消耗，系统热量散失等条件引发的密封釜9内客观条件发生的变化。将密封釜9的排水和排气系统设计成可监测，可计量的处理系统，通过控制系统的注排量，精确调整密封釜9内气/汽的混合情况，准确模拟井下任意深度的温度、压力状态参数。
作为本实施例的一种具体实施方式，所述密封釜9为封闭的圆柱形罐体，罐体内的腔室91也为圆柱形，腔室91的内径为30cm，腔室91的高度为60cm。所述罐体具有三层结构的壁93，即从罐体的内部向外部依次为第一层壁、第二层壁和第三层壁。所述第一层壁采用耐腐蚀材料制成，所述第二层壁采用保温材料制成，所述第三层壁采用防爆金属外壳，防爆金属外壳为现有技术。所述第一层壁与所述第二层壁之间设有加热电阻丝，所述加热电阻丝构成所述加热装置。具体的，所述第一层壁、第二层壁和第三层壁的厚度均为5cm；所述第一层壁采用镍铬合金制成；所述第二层壁采用隔热保温的石棉材料制成。所述第二层壁与所述第三层壁之间还设有水冷盘管，所述水冷盘管用于对所述第三层壁进行降温，避免烫伤工作人员。水冷盘管可以与采用的防爆金属外壳固定结合为一体，这种结构的水冷壁也为现有技术。第三层壁同时具有降温与防爆的功能。
为了防止腔室91内经过加热后，注入的混合气体的压力过大而造成危险，所述密封釜9还设有安全阀11，所述安全阀11与所述腔室91连通，用于限制所述腔室91内的压力。具体实施时，罐体上设有一个开口，通过该开口连接一个管路，该管路上设置所述安全阀11。该安全阀11是一个压力控制阀，当压力达到设定值时就会自动打开泄压。
所述密封釜9内设有用于放置被测定仪器的盛放台92，在需要校核干度测试仪10的精度时，将被校核的干度测试仪10放置在该盛放台92上，所述温度探头17、所述压力探头16均通过线路连接设在所述密封釜9外部的数据显示仪。放在盛放台92上的干度测试仪10也连接位于密封釜9外部的数据显示装置，以便进行读数。
圆柱形密封釜9竖直设置，实验时液态水聚集在圆柱形腔室91的底部，因此，所述第一排出口c位于圆柱形腔室91的底部，以便于向下排出液态水。所述第二排出口d位于圆柱形腔室91的中上部一侧，便于排出混合气体。所述第一注入口a和所述第二注入口b设置在圆柱形腔室91的上部一侧。
所述非烃类气体注入系统包括通过管路依次连接的气体压缩机1、低压气罐2、增压泵4、高压气罐5及第一流量控制器151；这些部件均为现有技术。所述第一流量控制器151通过管路连接所述第一注入口a；所述第一流量控制器151与所述第一注入口a连接的管路上设有第一止回阀141；所述第一止回阀141从所述第一流量控制器151向所述第一注入口a方向导通。所述气体压缩机1与所述低压气罐2之间通过耐压塑胶管连接；所述低压气罐2、所述增压泵4、所述高压气罐5之间以及所述第一流量控制器151、所述第一止回阀141之间的连接管路上均设有用于控制开闭的控制阀3。各个部件与管路连接的地方均采用快速接头，便于拆卸。由气体压缩机1收集的低压非烃类气体存储于低压气罐2中，再经由增压泵4加压至给定模拟压力存储到高压气罐5中，由第一流量控制器151将定量的非烃类气体注入密封釜9。
所述蒸汽注入系统包括通过管路依次连接的水罐6、平流泵7、蒸汽发生器8及第二流量控制器152；这些部件均为现有技术。所述第二流量控制器152通过管路连接所述第二注入口b；所述第二流量控制器152与所述第二注入口b连接的管路上设有第二止回阀142；所述第二止回阀142从所述第二流量控制器152向所述第二注入口b方向导通。所述蒸汽发生器8、所述第二流量控制器152以及所述第二注入口b之间采用保温管路连接，以保证蒸汽的温度在输送中不降低，可以在普通耐压硬质管路的外部包裹石棉进行保温处理。所述水罐6、所述平流泵7、所述蒸汽发生器8之间以及所述第二流量控制器152、所述第二止回阀142之间的连接管路上均设有用于控制开闭的控制阀3。各个部件与管路连接的地方均采用快速接头，便于拆卸。由平流泵7将水罐6中的水输送至蒸汽发生器8，由蒸汽发生器8将水处理为给定模拟温度、压力、干度的饱和蒸汽，再由第二流量控制器152将给定量的水蒸汽注入密封釜9。
所述排水接收器采用储水罐12，所述储水罐12与所述第一排出口c之间的管路上设有控制阀3。通过测量储水罐12的质量变化来计量其中的液态水的量。
所述排气接收器采用储气罐13，所述储气罐13与所述第二排出口d之间的管路上设有控制阀3。通过对储气罐13进行降温，排出到该储气罐13中的混合气体中的蒸汽就会冷凝形成液态水，然后通过储气罐13底部的导出管将液态水导出进行计量，同时根据储气罐13的质量变化来计量排出的混合气中非烃类气体的量。
实施例二
为了精确调整密封釜9内气/汽的混合情况，准确模拟井下任意深度的温度、压力状态参数，本发明还提供了一种采用所述模拟实验装置的实验方法，所述实验方法包括如下步骤：
S11、启动所述非烃类气体注入系统及所述蒸汽注入系统，向所述腔室91内注入非烃类气体和蒸汽；控制非烃类气体和蒸汽的注入量使所述腔室91内达到设定的压力，通过所述加热装置使所述腔室91内达到设定的温度；
S22、通过所述排水接收器计量从所述密封釜9排出的液态水的量；
S33、通过所述排气接收器计量从所述密封釜9排出的混合气体中蒸汽的量以及非烃类气体的量；
S44、通过所述控制阀3控制从所述密封釜9排出的混合气体的量以及从所述密封釜9排出的液态水的量。
该实验方法能动态模拟井筒中注入非烃类气体和蒸汽的动态条件，模拟实际动态条件下，由于反应的消耗，系统热量散失等条件引发的密封釜9内客观条件发生的变化。准确模拟井筒内任意一点的温度、压力、气体组成、干度这些状态参数。尽可能还原井下流动状态下的真实反应情况，干度可测，系统注排量可控，更真实模拟井下环境。
作为本实施例的一种具体实施方式，步骤S11中注入所述腔室91的非烃类气体的量通过所述第一流量控制器151来控制；注入所述腔室91的蒸汽的量通过所述第二流量控制器152来控制；通过所述温度探头17和所述压力探头16读取所述腔室91内的温度值和压力值。步骤S22中通过称量所述储水罐12的质量变化计量得到排出的液态水的量；步骤S33中，所述储气罐13冷却后混合气体中的蒸汽冷凝为液态水并排出进行称量，计量得到排出的混合气体中蒸汽的量；然后通过称量所述储气罐13的质量变化计量排出的混合气体中非烃类气体的量。
实施例三
为了校核井筒干度测试仪10的精度，本发明还提供了一种实验方法，在实施例二的实验方法基础上，本实施例的实验方法还包括如下步骤：
S10、在步骤S11之前，向所述密封釜9内的盛放台92上放置待校核的干度测试仪10；并将该干度测试仪10与外部的数据显示装置连接，以便进行读数。
S34、在步骤S33之后，计算得到所述密封釜9内剩余的液态水与蒸汽的总量为：WS＝W1-W2-W3，其中
WS为密封釜9内剩余的液态水与蒸汽的总量，单位为摩尔(通过物质质量与摩尔质量之比即可确定摩尔量，以下同)；
W1为注入到密封釜9内的蒸汽量，单位为摩尔；
W2为由储水罐12计量得到的排出的液态水的量，单位为摩尔；
W3为由储气罐13计量得到的排出的蒸汽的量，单位为摩尔；
计算得到所述密封釜9内剩余的非烃类气体的量为：AS＝A1-A2，其中
AS为密封釜9内剩余的非烃类气体的量，单位为摩尔；
A1为注入到密封釜9内的非烃类气体的量，单位为摩尔；
A2为由储气罐13计量得到的排出的非烃类气体的量，单位为摩尔；
S35、由方程计算得到所述密封釜9内的蒸汽分压力；该公式是经典的饱和蒸汽压力与对应温度的关系方程，所谓蒸汽分压力是蒸汽在整个气相系统(即混合气)中所占的分压力，是密封釜9内剩余的蒸汽压力。
其中PX为密封釜9内的蒸汽分压力，单位为Pa；
T1为温度探头17测得的温度值，单位为℃；
计算得到所述密封釜9内蒸汽所占混合气体的百分比SW＝PX/P1，同时得到密封釜9内非烃类气体所占混合气体的百分比SA＝1-SW，其中
SW为密封釜9内蒸汽所占混合气体的百分比；
P1为压力探头16测得的压力值，单位为Pa；
SA为密封釜9内非烃类气体所占混合气体的百分比；
然后计算得到密封釜9内蒸汽的干度其中
X为计算得到的密封釜9内蒸汽的干度值；
S36、读取待校核的干度测试仪10所测得的干度值X测试，与计算得到的干度值X进行比较，以校核该干度测试仪10的精度。
本发明的实验方法在实施时，所述非烃类气体可以采用空气、氮气或二氧化碳气体。
由上所述，本发明的模拟实验装置及实验方法能动态模拟井筒中注入非烃类气体和蒸汽的动态条件，模拟实际动态条件下，由于反应的消耗，系统热量散失等条件引发的密封釜9内客观条件发生的变化。将密封釜9的排水和排气系统设计成可监测，可计量的处理系统，通过相应的监测与计算模拟，准确模拟井筒内任意一点的温度、压力、气体组成、干度这些状态参数。尽可能还原井下流动状态下的真实反应情况，干度可测，系统注排量可控，更真实模拟井下环境，并可以校核用于井下的干度测试仪10，为井筒内的干度测试仪设计提供支持。
以上所述仅为本发明示意性的具体实施方式，并非用以限定本发明的范围。任何本领域的技术人员，在不脱离本发明的构思和原则的前提下所作出的等同变化与修改，均应属于本发明保护的范围。
Claims (16)
1.一种非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置，其特征在于，所述模拟实验装置包括：
密封釜，所述密封釜内具有用于模拟井筒的腔室，所述密封釜上设有与所述腔室连通的第一注入口、第二注入口、第一排出口和第二排出口；所述密封釜设有对所述腔室加热的加热装置；所述腔室内设有温度探头和压力探头；
非烃类气体注入系统，所述非烃类气体注入系统通过管路与所述第一注入口连接，用于向所述腔室内注入非烃类气体；
蒸汽注入系统，所述蒸汽注入系统通过管路与所述第二注入口连接，用于向所述腔室内注入蒸汽；
排水接收器，所述排水接收器通过管路与所述第一排出口连接，用于接收并测量所述密封釜排出的液态水；
排气接收器，所述排气接收器通过管路与所述第二排出口连接，用于接收并测量所述密封釜排出的混合气体；
所述密封釜为封闭的罐体，所述罐体具有三层结构的壁，从内向外依次为第一层壁、第二层壁和第三层壁；所述第一层壁采用耐腐蚀材料制成，所述第二层壁采用保温材料制成，所述第三层壁采用防爆金属外壳；所述第一层壁与所述第二层壁之间设有加热电阻丝，所述加热电阻丝构成所述加热装置。
2.如权利要求1所述的非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置，其特征在于，所述密封釜为圆柱形罐体，所述第一层壁、第二层壁和第三层壁的厚度均为5cm；所述第一层壁采用镍铬合金制成；所述第二层壁采用石棉制成。
3.如权利要求1所述的非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置，其特征在于，所述第二层壁与所述第三层壁之间还设有水冷盘管，所述水冷盘管用于对所述第三层壁进行降温。
4.如权利要求1所述的非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置，其特征在于，所述密封釜还设有安全阀，所述安全阀与所述腔室连通，用于限制所述腔室内的压力。
5.如权利要求1所述的非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置，其特征在于，所述密封釜内设有用于放置被测定仪器的盛放台，所述温度探头、所述压力探头均通过线路连接设在所述密封釜外部的数据显示仪。
6.如权利要求1所述的非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置，其特征在于，所述非烃类气体注入系统包括通过管路依次连接的气体压缩机、低压气罐、增压泵、高压气罐及第一流量控制器；所述第一流量控制器通过管路连接所述第一注入口；所述第一流量控制器与所述第一注入口连接的管路上设有第一止回阀；所述第一止回阀从所述第一流量控制器向所述第一注入口方向导通。
7.如权利要求6所述的非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置，其特征在于，所述气体压缩机与所述低压气罐之间通过耐压塑胶管连接；所述低压气罐、所述增压泵、所述高压气罐之间以及所述第一流量控制器、所述第一止回阀之间的连接管路上均设有用于控制开闭的控制阀。
8.如权利要求1所述的非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置，其特征在于，所述蒸汽注入系统包括通过管路依次连接的水罐、平流泵、蒸汽发生器及第二流量控制器；所述第二流量控制器通过管路连接所述第二注入口；所述第二流量控制器与所述第二注入口连接的管路上设有第二止回阀；所述第二止回阀从所述第二流量控制器向所述第二注入口方向导通。
9.如权利要求8所述的非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置，其特征在于，所述蒸汽发生器、所述第二流量控制器以及所述第二注入口之间采用保温管路连接；所述水罐、所述平流泵、所述蒸汽发生器之间以及所述第二流量控制器、所述第二止回阀之间的连接管路上均设有用于控制开闭的控制阀。
10.如权利要求1所述的非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置，其特征在于，所述排水接收器采用储水罐，所述储水罐与所述第一排出口之间的管路上设有控制阀。
11.如权利要求1所述的非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置，其特征在于，所述排气接收器采用储气罐，所述储气罐与所述第二排出口之间的管路上设有控制阀。
12.一种采用如权利要求1至11中任一项所述模拟实验装置的实验方法，其特征在于，所述实验方法包括如下步骤：
S11、启动所述非烃类气体注入系统及所述蒸汽注入系统，向所述腔室内注入非烃类气体和蒸汽；控制非烃类气体和蒸汽的注入量使所述腔室内达到设定的压力，通过所述加热装置使所述腔室内达到设定的温度；
S22、通过所述排水接收器计量从所述密封釜排出的液态水的量；
S33、通过所述排气接收器计量从所述密封釜排出的混合气体中蒸汽的量以及非烃类气体的量；
S44、通过控制阀控制从所述密封釜排出的混合气体的量以及从所述密封釜排出的液态水的量。
13.如权利要求12所述的实验方法，其特征在于，步骤S11中注入所述腔室的非烃类气体的量通过第一流量控制器来控制；注入所述腔室的蒸汽的量通过第二流量控制器来控制；通过所述温度探头和所述压力探头读取所述腔室内的温度值和压力值。
14.如权利要求12所述的实验方法，其特征在于，步骤S22中，所述排水接收器采用储水罐，通过称量所述储水罐的质量变化计量得到排出的液态水的量；
步骤S33中，所述排气接收器采用储气罐，所述储气罐冷却后混合气体中的蒸汽冷凝为液态水并排出进行称量，计量得到排出的混合气体中蒸汽的量；然后通过称量所述储气罐的质量变化计量排出的混合气体中非烃类气体的量。
15.如权利要求12所述的实验方法，其特征在于，所述实验方法还包括如下步骤：
S10、在步骤S11之前，向所述密封釜内的盛放台上放置待校核的干度测试仪；
S34、在步骤S33之后，计算得到所述密封釜内剩余的液态水与蒸汽的总量为：WS＝W1-W2-W3，其中
WS为密封釜内剩余的液态水与蒸汽的总量；
W1为注入到密封釜内的蒸汽量；
所述排水接收器采用储水罐，W2为由储水罐计量得到的排出的液态水的量；
所述排气接收器采用储气罐，W3为由储气罐计量得到的排出的蒸汽的量；
计算得到所述密封釜内剩余的非烃类气体的量为：AS＝A1-A2，其中
AS为密封釜内剩余的非烃类气体的量；
A1为注入到密封釜内的非烃类气体的量；
A2为由储气罐计量得到的排出的非烃类气体的量；
S35、由方程计算得到所述密封釜内的蒸汽分压力；其中PX为密封釜内的蒸汽分压力；
T1为温度探头测得的温度值；
计算得到所述密封釜内蒸汽所占混合气体的百分比SW＝PX/P1，同时得到密封釜内非烃类气体所占混合气体的百分比SA＝1-SW，其中
SW为密封釜内蒸汽所占混合气体的百分比；
P1为压力探头测得的压力值；
SA为密封釜内非烃类气体所占混合气体的百分比；
然后计算得到密封釜内蒸汽的干度其中
X为计算得到的密封釜内蒸汽的干度值；
S36、读取待校核的干度测试仪所测得的干度值X测试，与计算得到的干度值X进行比较。
16.如权利要求12至15中任一项所述的实验方法，其特征在于，所述非烃类气体采用空气、氮气或二氧化碳气体。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610204825.4A CN105696991B (zh) | 2016-04-05 | 2016-04-05 | 非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置及实验方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610204825.4A CN105696991B (zh) | 2016-04-05 | 2016-04-05 | 非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置及实验方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105696991A CN105696991A (zh) | 2016-06-22 |
| CN105696991B true CN105696991B (zh) | 2018-05-04 |
Family
ID=56219145
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201610204825.4A Active CN105696991B (zh) | 2016-04-05 | 2016-04-05 | 非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置及实验方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN105696991B (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108717066B (zh) * | 2018-06-25 | 2019-04-16 | 中国石油大学(华东) | 一种测试稠油油藏条件下蒸汽冷凝规律的实验装置及其工作方法与应用 |
| CN109458164B (zh) * | 2018-12-25 | 2024-04-19 | 西南石油大学 | 可视化反应装置及变温变压动态反应的模拟方法 |
| CN113419035B (zh) * | 2021-06-15 | 2023-01-06 | 中国石油大学(北京) | 一种实验装置及多介质复合sagd开发稠油油藏实验方法 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5042581A (en) * | 1990-02-09 | 1991-08-27 | Mobil Oil Corporation | Method for improving steam stimulation in heavy oil reservoirs |
| CN101424179A (zh) * | 2008-09-05 | 2009-05-06 | 李志明 | 超深超稠油热汽-气(co2、n2)井筒降粘采油技术 |
| CN103032057B (zh) * | 2011-09-29 | 2017-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油水平井蒸汽驱三维物理模拟系统 |
| CN203161192U (zh) * | 2013-04-02 | 2013-08-28 | 王晓杰 | 稠油油藏多元热流体注入系统模拟试验装置 |
| CN203905921U (zh) * | 2014-02-26 | 2014-10-29 | 中国海洋石油总公司 | 多功能模块化热采模拟实验系统 |
| CN205532541U (zh) * | 2016-04-05 | 2016-08-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置 |
-
2016
- 2016-04-05 CN CN201610204825.4A patent/CN105696991B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105696991A (zh) | 2016-06-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111443182B (zh) | 一种超重力水合物研究实验系统及方法 | |
| US10801942B2 (en) | Multi-functional multi-field coupling seepage experiment device and testing method thereof | |
| CN103645126B (zh) | 地层高温高压气水相渗曲线测定方法 | |
| CN108592978B (zh) | 一种油气水多相流在线计量标定校准装置 | |
| CN106969957A (zh) | 一种多功能气体水合物实验系统 | |
| CN105156102B (zh) | 底水油藏水体能量三维物理模拟装置及方法 | |
| CN202882901U (zh) | 岩心伤害评价实验装置 | |
| CN105696991B (zh) | 非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置及实验方法 | |
| CN104990906B (zh) | 一种压裂液携砂能力测试系统及测试方法 | |
| CN104215571B (zh) | 多相介质高温高压腐蚀速率测试方法 | |
| CN109387332A (zh) | 液体阀门内漏模拟实验装置及方法 | |
| CN107339097B (zh) | 堵漏评价装置及方法 | |
| CN105388254A (zh) | 高温高压泡沫压裂液滤失伤害实验系统 | |
| CN113176193A (zh) | 一种裂缝导流能力测试系统及方法 | |
| CN110529100B (zh) | 高温高压井筒结盐物理模拟装置及其模拟方法 | |
| CN206504969U (zh) | 滑溜水作用下页岩气井产量模拟测试仪 | |
| CN112326877A (zh) | 高温高压泡沫性能测定仪 | |
| CN106978994A (zh) | 一种泡排剂检查系统 | |
| CN205374215U (zh) | 一种混合气体在煤岩/页岩中的吸附量实验测试装置 | |
| Dong | Experimental investigation for the effect of the core length on the optimum acid flux in carbonate acidizing | |
| CN205532541U (zh) | 非烃类气体与蒸汽井筒状态的模拟实验装置 | |
| CN106908578A (zh) | 一种煤层气液相吸附的实验系统及方法 | |
| CN110018107A (zh) | 一种可改变混合气体黏度的等温吸附装置及操作方法 | |
| CN203083910U (zh) | 一种井下抽油泵吸入口附近腐蚀模拟试验装置 | |
| CN207067098U (zh) | 泡排剂性能的加压评价装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |