CN105952424A - 一种超临界水驱油模拟装置及方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种超临界水驱油模拟装置及方法，包括高压计量泵，高压计量泵的出口同时连接原油中间活塞容器的纯水侧、地层水中间活塞容器的纯水侧以及超临界水发生器的入口端，原油中间活塞容器的油侧、地层水中间活塞容器的地层水侧以及超临界水发生器的出口端同时连接模拟岩心装置的入口端，模拟岩心装置的出口端依次连接换热系统、回压调节装置以及气液分离装置，模拟岩心装置置于用于调节模拟岩心装置壁面的温度，使该壁面形成恒壁温边界或绝热边界的温度追踪监控系统中。本发明能够在饱和油过程中实现岩心恒温，在驱油阶段形成绝热边界条件，能避免注入热流体的能量损失，排除外部加热对试验结果的影响，适于研究超临界水驱油的驱替规律。
Description
【技术领域】
本发明属于能源与环境领域，特别涉及一种超临界水驱油模拟装置及方法。
【背景技术】
对于埋藏深度深，原油粘度高的油藏，以鲁克沁东区深层稠油为例，其埋深超过2000m，粘度超过4000cp，甚至到达10000cp以上，由于原始地层压力大，普通蒸汽锅炉注蒸汽困难，开采效率十分有限。超临界水注入压力超过22.1MPa，能够保证热流体注入地下，目前针对稠油、特稠油的超临界水开发方式还处于现场试验探索阶段，要掌握相应的开采机理则需要配套的室内模拟研究。
稠油蒸汽热采的室内模拟研究目前主要有基于一维模型和三维模型的驱替及吞吐试验研究，一维模型的驱替模拟通过先后向模拟岩心内注地层水形成岩心饱和水状态以及注原油形成岩心饱和油状态来构建地层油藏岩心条件，随后从模型一端注入热流体，另一端产出油气水混合液，研究不同条件下的驱替过程变化规律和最终驱油效率。基于一维模型的驱替模拟方法系统简单，研究方便，能有效反映驱替开发基本过程，并实现对不同参数及方法有效性验证和基本原理揭示，因此被广泛使用。
现阶段国内外已有的一维热采模拟研究的方法直接用于超临界水驱油的模拟中存在一定的局限。现有的研究设备不能运行在水的临界点参数以上，且研究方法均是将一维管式模型直接放置在恒温室内，预先将整个一维驱替模型升温至与注入热流体相同的温度后进行试验，这与原始油藏温度较低的特点存在较大差异，这种研究方法更适应于相对渗透率曲线的测定，而不适于进行驱替规律的研究。
【发明内容】
本发明的目的在于克服现有技术中存在的问题，提供一种超临界水驱油模拟装置及方法，用于开展超临界水等热流体驱油规律的研究。
为了达到上述目的，本发明采用如下技术方案：
包括与注水管道相连的高压计量泵，高压计量泵的出口同时连接原油中间活塞容器的纯水侧、地层水中间活塞容器的纯水侧以及超临界水发生器的入口端，原油中间活塞容器的油侧、地层水中间活塞容器的地层水侧以及超临界水发生器的出口端同时连接模拟岩心装置的入口端，模拟岩心装置的出口端依次连接换热系统、回压调节装置以及气液分离装置，模拟岩心装置置于用于调节模拟岩心装置的壁面温度，使其壁面形成恒壁温边界或绝热边界的温度追踪监控系统中；原油中间活塞容器和地层水中间活塞容器两端，以及超临界水发生器的入口端均设置阀门。
进一步地，模拟岩心装置的两端均设置阀门；原油中间活塞容器的油侧、地层水中间活塞容器的地层水侧以及超临界水发生器的出口端通过旁路管道与换热系统相连通，且旁路管道上设置阀门。
进一步地，模拟岩心装置的内部填充石英砂、地层岩心或人造地层岩心。
进一步地，气液分离装置含有气态产物出口和液态产物出口，其中，气态产物出口通过气体流量计连接气袋，液态产物出口连接收集瓶。
进一步地，原油中间活塞容器和地层水中间活塞容器外部均装有加热保温装置。
进一步地，高压计量泵出口布置流量传感器，模拟岩心装置内部和进出口处均布置压力传感器和温度传感器，温度追踪监控系统中布置温度传感器，所有的流量传感器、压力传感器和温度传感器均连接数据在线监测与采集系统。
本发明模拟方法采用如下技术方案：包括以下步骤：
a)将原油加入原油中间活塞容器中的油侧，将地层水加入地层水中间活塞容器的地层水侧；
b)取石英砂、地层岩心或人造地层岩心填充至模拟岩心装置中，对模拟岩心装置抽真空；
c)先对模拟岩心装置抽真空，再利用抽真空形成的真空度和高压计量泵先后将地层水压入模拟岩心装置中进行饱和地层水过程；然后将温度追踪监控系统设置为温度控制模式，调节模拟岩心装置壁面的温度，形成恒温边界，利用高压计量泵将原油压入模拟岩心装置中进行饱和油过程，直至气液分离装置排出的液体中无水；
d)通过高压计量泵、超临界水发生器和回压调节装置对纯水增压和加热，产生超临界水流；
e)将超临界水流送入模拟岩心装置开始驱油过程，将温度追踪监控系统设置为温差控制模式，调节模拟岩心装置壁面的温度，形成绝热边界；产出物依次流经换热系统、回压调节装置和气液分离装置后，得到气体产物和液体产物，完成超临界水驱油模拟。
进一步地，步骤d)中通过高压计量泵和回压调节装置将纯水增压至22.1MPa以上，通过超临界水发生器加热至374.15℃以上。
进一步地，步骤e)中的驱油过程直至气液分离装置排出的液体产物含水率超过99％时结束。
进一步地，驱油过程结束后，气体产物直接进行成分分析，液体产物先测定油水含量后再进行成分分析。
与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：
本发明通过设置高压计量泵和回压调节装置，能够用于纯水增压，通过超临界水发生器加热增压后的纯水，能够形成超临界水；通过设置模拟岩心装置，能够填充石英砂、饱和地层水和饱和原油过程构建地层条件；通过设置温度追踪监控系统，可以选择温度控制和温差控制两种控制模式，能够在饱和油的过程中实现岩心恒温，与原始地层温度一致，而在超临界水驱油阶段形成绝热边界条件，既能避免了注入热流体的能量损失，又可排除外部加热对试验结果的影响，更适用于研究超临界水驱油的驱替规律。
本发明方法中将石英砂等填充到模拟岩心装置中，对模拟岩心装置抽真空，并将温度追踪监控系统控制方式设置为温度控制模式，随后对模拟岩心装置进行饱和地层水和饱和原油过程，即依次填充地层水和原油至饱和状态，构建类似实际油藏内的岩心环境；待超临界水的温度、压力都稳定后注入模拟岩心装置，同时将温度追踪监控系统控制方式设置为温差控制模式，模拟岩心装置出口产物依次流经换热系统和回压调节装置，再经过气液分离装置，产物分成气液两路，对气体产物和液体产物进行收集和成分分析，利于研究超临界水驱油的驱替规律。
【附图说明】
图1是本发明的结构示意图。
图1中：1-高压计量泵；2-原油中间活塞容器；3-地层水中间活塞容器；4-超临界水发生器；5-模拟岩心装置；6-温度追踪监控系统；7-换热系统；8-回压调节装置；9-气液分离装置；10-气体流量计；11-数据在线监测与采集系统；12-数据管道；101-纯水；102-气体产物；103-液体产物；T-信号传感器；201-第一阀门；202-第二阀门；301-第三阀门；302-第四阀门；401-第五阀门；501-第六阀门；502-第七阀门；503-第八阀门。
【具体实施方式】
下面结合附图对本发明做进一步详细说明。
如图1所示，高压计量泵1入口端与通入纯水101的注水管道相连，出口端与原油中间活塞容器2的纯水侧、地层水中间活塞容器3的纯水侧以及超临界水发生器4的入口端相连，管路上均配有阀门用于通断控制，其中原油中间活塞容器2的纯水侧和油侧分别设置第一阀门201和第二阀门202，地层水中间活塞容器3的纯水侧和地层水侧分别设置第三阀门301和第四阀门302，超临界水发生器4的入口端设置第五阀门401。模拟岩心装置5被置于温度追踪监控系统6中，温度追踪监控系统6需在驱油阶段被设置为温差控制模式，模拟岩心装置5进出口处分别设置第六阀门501和第七阀门502，在第六阀门501和第七阀门502的外侧并联旁路管道，该旁路管道将原油中间活塞容器2的油侧、地层水中间活塞容器3的地层水侧以及超临界水发生器4的出口端与换热系统7直接连通，在产生超临界水温度和压力稳定前流体可以流过该旁路，且旁路管道上设置第八阀门503。模拟岩心装置5出口的流体或者通过旁路流出的流体依次流经换热系统7、回压调节装置8以及气液分离装置9，其中换热系统7可以由恒温水源、循环泵和套管式换热器组成，将实验条件下流体通过后的温度控制在适宜的范围内，能够使其在下游流出过程中既不因温度过低而堵塞，又能不因温度过高而部分气化；回压调节装置8可以使用背压阀或回压泵等，用于调控系统压力；气液分离装置9含有气态产物出口和液态产物出口，其中，气态产物通过气体流量计10后流入气袋，液态产物出口则直接与收集瓶相连。
系统各关键部位例如高压计量泵1出口、模拟岩心装置5内部、温度追踪监控系统6等需要布置压力、温度、流量等各类信号传感器T，其中，高压计量泵1出口布置流量传感器，模拟岩心装置5内部和进出口处均布置压力传感器和温度传感器，温度追踪监控系统6中布置温度传感器，各类信号数据通过数据管道12送入数据在线监测与采集系统11。
原油中间活塞容器2和地层水中间活塞容器3设计压力为40MPa，具有加热保温装置，实现室温至100℃的温度调节控制，用于向模拟岩心装置5中饱和地层水和饱和原油。
超临界水发生器4中包括加热装置、加热功率调节装置和温度反馈控制装置，温度反馈控制装置能够测量超临界水发生器4的实际出口温度，利用实际出口温度与设定值的偏差调节加热装置的功率大小，直至实际出口温度与设定值相等；超临界水发生器4中使用直接电加热方式，依靠高压计量泵1提供纯水101，可以产生稳定的热水流、蒸汽流或超临界水流，其温度范围为室温至700℃，压力范围为0.1～40MPa，温度控制精度达到±0.5％。
模拟岩心装置5内可以填充石英砂、地层岩心或人造地层岩心。模拟岩心装置5设计最高压力、温度分别为40MPa、600℃，可运行在水的临界点参数以上，内部布置有多个温度和压力数据测量传感器，用于获取超临界水驱油模拟过程中各阶段的模拟岩心装置5内部温度场和压力场。模拟岩心装置5也可采用一维模型或三维模型进行吞吐模拟。
当采用一维模型时，模拟岩心装置5外侧设置有温度追踪监控系统6用来提供边界条件。温度追踪监控系统6包括温度传感器、温度数据采集模块、多段式加热保温装置、温度控制器以及接触式调压器等，温度追踪监控系统6具有温度控制和温差控制两种模式。在饱和油的过程中使用温度控制模式，在模拟岩心装置5壁面形成恒壁温边界，在温度控制模式下，通过给定温度值，当温度传感器获得的模拟岩心装置5壁面的温度测量值小于给定值，开启加热，反之则停止加热，使模拟岩心装置5壁面维持恒温，从而达到岩心恒温；在驱油过程中使用温差控制模式，在模拟岩心装置5壁面形成绝热边界，在温差控制模式下，当模拟岩心装置5内壁温度大于其外壁温度，开启加热，反之则停止加热，形成绝热边界条件。
模拟岩心装置5出口产物是包括原油、水、原油萃取物、原油热解产物等在内的多相混合物，气液分离装置9用于实现对该多相混合物的相态分离。
数据在线监测与采集系统11由多个温度、压力及流量的测量仪表和信号传感器T，信号调理模块，信号采集模块，数据采集模块和工控机等组成，主要功能是实现各路信号的实时在线显示和采集，并且通过信号传感器T和工控机配合使之具有安全报警功能，当系统中任意信号传感器T的温度或压力测量值超过预设值立刻发出报警。
本发明中的原油包括常规油、普通稠油、特稠油以及超稠油。
饱和地层水时，高压计量泵1将纯水101送入地层水中间活塞容器3的纯水侧，驱动活塞将地层水送入模拟岩心装置5；饱和原油时，高压计量泵1将纯水101送入原油中间活塞容器2的纯水侧，驱动活塞将原油送入模拟岩心装置5；驱油时，高压计量泵1将纯水101送入超临界水发生器4中加热至预定参数后注入模拟岩心装置5中驱替原油。
本发明方法的具体步骤包括：
第一步：前处理。根据目标油藏孔隙度和渗透率的要求筛选一种或几种合适粒径的石英砂，按照所需比例混合并预处理后备用，该预处理包括依次进行的酸洗、纯水洗和烘干，去除杂质；将原油预处理后加入原油中间活塞容器2中的油侧备用，该预处理包括过滤和脱水；按照模拟油藏地层实际条件配置地层水加入地层水中间活塞容器3的地层水侧备用，此处的地层水也可以采用纯水代替。
第二步：实验准备。将预处理后的石英砂填充至模拟岩心装置5中，压实封盖，对模拟岩心装置5抽真空，吸入地层水；按照图1所示连接实验系统并进行排气和试压。
第三步：构建油藏岩心条件。关闭第一阀门201、第二阀门202、第五阀门401和第八阀门503，开启第三阀门301、第四阀门302、第六阀门501和第七阀门502。先利用抽真空形成的真空度进行饱和地层水过程，等真空度降至零后再利用高压计量泵1将地层水压入模拟岩心装置5中进行饱和地层水过程；将温度追踪监控系统6设置为温度控制模式，温度值设定为地层原始温度。关闭第三阀门301和第四阀门302，开启第一阀门201和第二阀门202，然后利用高压计量泵1将原油中间活塞容器2中的原油压入模拟岩心装置5中进行饱和油过程，构建油藏岩心条件，直至出口液体中无水。
第四步，产生超临界水。关闭第一阀门201、第二阀门202、第六阀门501和第七阀门502，开启第五阀门401和第八阀门503。先开启数据在线监测与采集系统11，后利用高压计量泵1提供驱动力，并和回压调节装置8配合将纯水101升压到试验压力后，一般是增压至超临界压力22.1MPa以上，通过超临界水发生器4加热，调节超临界水发生器4中加热装置的加热功率，直至加热至超临界水的温度374.15℃以上，形成稳定的超临界水流。
第五步，驱油阶段。关闭第八阀门503，同时开启第六阀门501和第七阀门502。将稳定的超临界水流送入模拟岩心装置5开始驱油过程，同时将温度追踪监控系统6控制方式设置为温差控制模式，模拟岩心装置5的产出物包括原油、水、原油萃取物、原油热解产物等，该产出物依次流经换热系统7、回压调节装置8后进入气液分离装置9，通过气液分离装置9分成气液两路，其中气态产物102经气体流量计10计量后流出，收集气体产物102，液体产物103则直接流入收集瓶中，驱油阶段直至出口液体产物103含水率超过99％时结束。
第六步，后处理。冷却降压后使用煤油、环己烷等清洗剂和纯水等依次清洗试验系统；气体产物102可以通过气相色谱直接进行成分分析，液体产物103先测定油水含量后再进行成分分析，可以使用色谱或质谱。
本发明能提供恒定流量下的超临界水，并对一维模型的边界条件控制方法进行了改进，特制温度追踪监控系统6具有温度控制和温差控制两种控制模式，能够在饱和油的过程中实现岩心恒温，而在超临界水驱油阶段形成绝热边界条件。可以用于研究超临界水驱油的效果和规律。
本发明所述的系统中所有组成单元均能运行在22.1MPa以上运行，高温单元部件均能保证在374.15℃以上运行。本发明也可以用于开展常规的热水或者蒸汽的试验。
本发明纯水101通过高压计量泵1和回压调节装置8增压至超临界压力22.1MPa以上，通过超临界水发生器4加热至超临界温度374.15℃以上，待超临界水的温度、压力都稳定后注入模拟岩心装置5内；模拟岩心装置5中通过预先填充满石英砂、原油和地层水的混合物构建的油藏岩心条件，同时将温度追踪监控系统6控制方式设置为温差控制模式，模拟岩心装置5出口产物依次流经换热系统7和回压调节装置8，再经过气液分离装置，产物分成气液两路，气体产物102经气体流量计流出后收集，液体产物103流入收集瓶；
本发明涉及的超临界水驱油模拟方法通过改变模拟岩心装置的类型后也可用于超临界水吞吐模拟。
Claims (10)
1.一种超临界水驱油模拟装置，其特征在于：包括与注水管道相连的高压计量泵(1)，高压计量泵(1)的出口同时连接原油中间活塞容器(2)的纯水侧、地层水中间活塞容器(3)的纯水侧以及超临界水发生器(4)的入口端，原油中间活塞容器(2)的油侧、地层水中间活塞容器(3)的地层水侧以及超临界水发生器(4)的出口端同时连接模拟岩心装置(5)的入口端，模拟岩心装置(5)的出口端依次连接换热系统(7)、回压调节装置(8)以及气液分离装置(9)，模拟岩心装置(5)置于用于调节模拟岩心装置(5)的壁面温度，使其壁面形成恒壁温边界或绝热边界的温度追踪监控系统(6)中；原油中间活塞容器(2)和地层水中间活塞容器(3)两端，以及超临界水发生器(4)的入口端均设置阀门。
2.根据权利要求1所述的一种超临界水驱油模拟装置，其特征在于：模拟岩心装置(5)的两端均设置阀门；原油中间活塞容器(2)的油侧、地层水中间活塞容器(3)的地层水侧以及超临界水发生器(4)的出口端通过旁路管道与换热系统(7)相连通，且旁路管道上设置阀门。
3.根据权利要求1所述的一种超临界水驱油模拟装置，其特征在于：模拟岩心装置(5)的内部填充石英砂、地层岩心或人造地层岩心。
4.根据权利要求1所述的一种超临界水驱油模拟装置，其特征在于：气液分离装置(9)含有气态产物出口和液态产物出口，其中，气态产物出口通过气体流量计(10)连接气袋，液态产物出口连接收集瓶。
5.根据权利要求1所述的一种超临界水驱油模拟装置，其特征在于：原油中间活塞容器(2)和地层水中间活塞容器(3)外部均装有加热保温装置。
6.根据权利要求1所述的一种超临界水驱油模拟装置，其特征在于：高压计量泵(1)出口布置流量传感器，模拟岩心装置(5)内部和进出口处均布置压力传感器和温度传感器，温度追踪监控系统(6)中布置温度传感器，所有的流量传感器、压力传感器和温度传感器均连接数据在线监测与采集系统(11)。
7.一种利用权利要求1所述超临界水驱油模拟装置进行的超临界水驱油模拟方法，其特征在于：包括以下步骤：
a)将原油加入原油中间活塞容器(2)中的油侧，将地层水加入地层水中间活塞容器(3)的地层水侧；
b)取石英砂、地层岩心或人造地层岩心填充至模拟岩心装置(5)中；
c)先对模拟岩心装置(5)抽真空，再利用抽真空形成的真空度和高压计量泵(1)先后将地层水压入模拟岩心装置(5)中进行饱和地层水过程；然后将温度追踪监控系统(6)设置为温度控制模式，调节模拟岩心装置(5)壁面的温度，形成恒温边界，利用高压计量泵(1)将原油压入模拟岩心装置(5)中进行饱和油过程，直至气液分离装置(9)排出的液体中无水；
d)通过高压计量泵(1)、超临界水发生器(4)和回压调节装置(8)对纯水(101)增压和加热，产生超临界水流；
e)将超临界水流送入模拟岩心装置(5)开始驱油过程，将温度追踪监控系统(6)设置为温差控制模式，调节模拟岩心装置(5)壁面的温度，形成绝热边界；产出物依次流经换热系统(7)、回压调节装置(8)和气液分离装置(9)后，得到气体产物(102)和液体产物(103)，完成超临界水驱油模拟。
8.根据权利要求7所述的超临界水驱油模拟方法，其特征在于：步骤d)中通过高压计量泵(1)和回压调节装置(8)将纯水(101)增压至22.1MPa以上，通过超临界水发生器(4)加热至374.15℃以上。
9.根据权利要求7所述的超临界水驱油模拟方法，其特征在于：步骤e)中的驱油过程直至气液分离装置(9)排出的液体产物(103)含水率超过99％时结束。
10.根据权利要求9所述的超临界水驱油模拟方法，其特征在于：驱油过程结束后，气体产物(102)直接进行成分分析，液体产物(103)先测定油水含量后再进行成分分析。
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