CN106908579A - 一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验装置 - Google Patents
一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106908579A CN106908579A CN201611251187.8A CN201611251187A CN106908579A CN 106908579 A CN106908579 A CN 106908579A CN 201611251187 A CN201611251187 A CN 201611251187A CN 106908579 A CN106908579 A CN 106908579A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- parts
- influence
- holding unit
- core
- 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.)
- Pending
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 17
- 238000011160 research Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 69
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims description 28
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims description 28
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 23
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 20
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 10
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 8
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 8
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 8
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 8
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 8
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 8
- ODHCTXKNWHHXJC-VKHMYHEASA-N 5-oxo-L-proline Chemical compound OC(=O)[C@@H]1CCC(=O)N1 ODHCTXKNWHHXJC-VKHMYHEASA-N 0.000 claims description 7
- 229940079889 pyrrolidonecarboxylic acid Drugs 0.000 claims description 7
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 claims description 5
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 238000010186 staining Methods 0.000 claims description 5
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 5
- DXPPIEDUBFUSEZ-UHFFFAOYSA-N 6-methylheptyl prop-2-enoate Chemical group CC(C)CCCCCOC(=O)C=C DXPPIEDUBFUSEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 241000487918 Acacia argyrodendron Species 0.000 claims description 4
- YSMRWXYRXBRSND-UHFFFAOYSA-N TOTP Chemical compound CC1=CC=CC=C1OP(=O)(OC=1C(=CC=CC=1)C)OC1=CC=CC=C1C YSMRWXYRXBRSND-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000011222 chang cao shi Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000003610 charcoal Substances 0.000 claims description 4
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- PKPOVTYZGGYDIJ-UHFFFAOYSA-N dioctyl carbonate Chemical compound CCCCCCCCOC(=O)OCCCCCCCC PKPOVTYZGGYDIJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims description 4
- FIBARIGPBPUBHC-UHFFFAOYSA-N octyl 8-(3-octyloxiran-2-yl)octanoate Chemical compound CCCCCCCCOC(=O)CCCCCCCC1OC1CCCCCCCC FIBARIGPBPUBHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 4
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- KUCOHFSKRZZVRO-UHFFFAOYSA-N terephthalaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=C(C=O)C=C1 KUCOHFSKRZZVRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- HIZCIEIDIFGZSS-UHFFFAOYSA-L trithiocarbonate Chemical compound [S-]C([S-])=S HIZCIEIDIFGZSS-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000012989 trithiocarbonate Substances 0.000 claims description 4
- NFMWFGXCDDYTEG-UHFFFAOYSA-N trimagnesium;diborate Chemical compound [Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-] NFMWFGXCDDYTEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PUKLDDOGISCFCP-JSQCKWNTSA-N 21-Deoxycortisone Chemical compound C1CC2=CC(=O)CC[C@]2(C)[C@@H]2[C@@H]1[C@@H]1CC[C@@](C(=O)C)(O)[C@@]1(C)CC2=O PUKLDDOGISCFCP-JSQCKWNTSA-N 0.000 claims 1
- FCYKAQOGGFGCMD-UHFFFAOYSA-N Fulvic acid Natural products O1C2=CC(O)=C(O)C(C(O)=O)=C2C(=O)C2=C1CC(C)(O)OC2 FCYKAQOGGFGCMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 claims 1
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 claims 1
- 229940095100 fulvic acid Drugs 0.000 claims 1
- 239000002509 fulvic acid Substances 0.000 claims 1
- 125000004123 n-propyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims 1
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 claims 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 84
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 50
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 14
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 12
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 8
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract description 8
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 20
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 17
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 13
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000000034 method Methods 0.000 description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 11
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 8
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 7
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- -1 chloro- 2- propyl group Chemical group 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 6
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 5
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 3
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 3
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001422 barium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JHIVVAPYMSGYDF-UHFFFAOYSA-N cyclohexanone Chemical compound O=C1CCCCC1 JHIVVAPYMSGYDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 2
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000005311 nuclear magnetism Effects 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 229910001427 strontium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- PWYYWQHXAPXYMF-UHFFFAOYSA-N strontium(2+) Chemical compound [Sr+2] PWYYWQHXAPXYMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004925 Acrylic resin Substances 0.000 description 1
- 229920000178 Acrylic resin Polymers 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 238000013475 authorization Methods 0.000 description 1
- AYJRCSIUFZENHW-DEQYMQKBSA-L barium(2+);oxomethanediolate Chemical compound [Ba+2].[O-][14C]([O-])=O AYJRCSIUFZENHW-DEQYMQKBSA-L 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- QYHKLBKLFBZGAI-UHFFFAOYSA-N boron magnesium Chemical compound [B].[Mg] QYHKLBKLFBZGAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 description 1
- 235000013870 dimethyl polysiloxane Nutrition 0.000 description 1
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- BDAGIHXWWSANSR-NJFSPNSNSA-N hydroxyformaldehyde Chemical compound O[14CH]=O BDAGIHXWWSANSR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 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
- CXQXSVUQTKDNFP-UHFFFAOYSA-N octamethyltrisiloxane Chemical compound C[Si](C)(C)O[Si](C)(C)O[Si](C)(C)C CXQXSVUQTKDNFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005375 organosiloxane group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010422 painting Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000011295 pitch Substances 0.000 description 1
- 238000004987 plasma desorption mass spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N pyrrolidin-2-one Chemical compound O=C1CCCN1 HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 229920005573 silicon-containing polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229910000018 strontium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/24—Earth materials
-
- 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
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
Abstract
本发明提供一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验装置,实验装置,包括气瓶、岩心夹持器、气液分离装置,气瓶与活塞容器连接,活塞容器顶部与回压阀和压力计连接,活塞容器底部与ISCO泵连接,压力计与岩心夹持器连接,岩心夹持器出口端连接有气液分离装置,气液分离装置通过气体流量计与上位机连接。回压阀连接有回压泵,岩心夹持器侧面连接有环压泵,自吸吸程高,岩心夹持器出口端连接有回压阀,回压阀连接有回压泵,本发明设计的装置可对比CO2驱替前后岩心渗透率、孔隙度、孔隙结构、岩心矿物含量、岩石表面形貌、岩心质量以及采收率的变化,研究CO2驱替对储层物性及开发参数的影响。
Description
技术领域
本发明属于驱替技术领域,具体涉及一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验装置。
背景技术
随着油气田开发的不断发展,优质储层的原油储量越来越少,目前勘探的新增储量主要是低渗透油藏,并且其中绝大部分为超低渗透油藏和特低渗透油藏。针对超低渗透油藏和特定渗透油藏,常规的注水开发存着“注不进,采不出”的问题。二氧化碳(CO2)在地层中具有流动性好、能够使原油体积发生大幅度膨胀、大幅度降低原油粘度、降低油气界面张力、与原油发生混相作用等优点。因此,CO2驱开发能弥补注水开发的不足,注入地层中的CO2能够波及到水驱难以波及到的低渗透区域,并与地层原油充分接触,驱动地层剩余油,有效提高微观和宏观驱油效率,进而达到提高原油采收率的目的。CO2驱不仅可以提高石油采收率,而且还能够实现CO2的地下封存,从而减少大气中人为排放的CO2,达到节能减排的目的。
然而,CO2是一种特殊的气体,当其注入含水砂岩储层后,在储层温度、压力条件下,CO2会与地层水、储层岩石接触会发生复杂的物理化学反应,二氧化碳在注入地层驱油过程中,注入的二氧化碳在地层水中溶解后,与地层水反应会形成碳酸溶液,并解离出H+和HCO3-、CO3 2-。
一方面,CO2溶于地层水形成的酸性流体会溶蚀岩石中的胶结物,进而提高储层的渗透率,但同时由于地层水中成垢离子的不断增加,在储层压力、温度等条件发生变化时生成次生矿物,堵塞孔隙使储层渗透率降低。
另一方面,若地层水本身含有高浓度的钙离子、镁离子、钡离子、锶离子,随着CO2的注入,地层水中碳酸根和碳酸氢根离子浓度的增加,碳酸根和碳酸氢根离子与钙离子、镁离子、钡离子、锶离子反应生成碳酸钙、碳酸镁、碳酸钡、碳酸锶固相沉积,堵塞孔隙喉道从而降低储层渗透率,进而影响到二氧化碳的驱油效果。
现有技术如授权公告号102865899 B,中国发明授权专利文献 公开了一种在高温高压岩心驱替过程中可进行流体体积原位测量的方法,以及能使用该方法进行流体体积测量的装置。该方法分为三步,第一步为正式驱替前的准备工作,目的是使岩心内流体、导管中流体及容器中流体处在应高温高压环境下;第二步开始正式驱替,通过压力泵打入驱替液体,从岩心中驱替出的流体(尤其是气和油)汇集于一密闭透明容器中;第三步为计量各流体体积,待油气水充分分层后,由于三种流体的颜色不同,通过容器上的刻度即可读出三者的体积。所设计的流体体积测量装置结构简单,只需在常规高温高压岩心驱替实验装置的基础上增加四个阀门,两个导管,两个压力测量仪,一个收集容器,一个缓冲容器和一个半渗透隔板即可,但装置收集实验数据准确性不高,且耐腐蚀性和疏油性有所欠缺,驱替过程中装置的真空性不太理想。
发明内容
本发明针对上述技术问题提供一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验装置,装置驱替效果好,耐腐蚀性强,可实现对CO2与地层水作用生成沉淀的定量化数据采集,数据准确性高,可研究CO2驱体对储层物性及开发参数的影响。
本发明针对上述技术问题所采取的方案为:一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验装置,包括气瓶、岩心夹持器、气液分离装置,气瓶与活塞容器连接,活塞容器顶部与回压阀和压力计连接,活塞容器底部与ISCO泵连接,压力计与岩心夹持器连接,岩心夹持器出口端连接有气液分离装置,气液分离装置通过气体流量计与上位机连接。
回压阀连接有回压泵,不会造成回压下降且回压波动小,有效保持岩心注入端回压恒定。
岩心夹持器侧面连接有环压泵和阀门,自吸吸程高,岩心夹持器出口端连接有回压阀,回压阀连接有回压泵,有效保持岩心出口端回压恒定。
活塞容器为:CO2活塞容器或去离子水活塞容器或地层水活塞容器。可通过阀门的调节实现CO2或地层水或去离子水交替注入。
气瓶和ISCO泵出口端设有阀门,活塞容器输入端和输出端均设有阀门,岩心夹持器输入端和输出端均设有阀门,可通过阀门控制装置内部流体的开启与关闭,提升装置安全性能。
气液分离装置内壁设有疏油涂层,疏油涂层由以下成分及重量份组成:树脂100~120份、抗污剂1~2份、消泡剂0.1~0.2份、乙醇0.11~0.3份、流平剂0.1~0.3份、SiO2纳米粒子3~5份、咯烷酮羧酸钠0.3~1份、黑炭3~5份、二甲苯溶剂20~30份、稀释剂1~10份。避免驱替得到的油性流体附着在气液分离装置内壁造成实验数据的准确性下降,还可避免油性流体对气液分离装置的腐蚀,延长气液分离装置的使用寿命。
岩心夹持器内设有铅套,铅套内壁设有耐腐蚀涂层,耐腐蚀涂层由以下成分及重量份组成:对苯二甲酯环氧树脂31~34份、丙烯酸异辛酯13~16份、氟硅酸钾7~12份、生化黄腐酸钾0.002~0.01份、碳酸二辛酯9~12份、三硫代碳酸酯4~7份、磷酸三(1-氯-2-丙基)酯0.5~0.8份、硼镁石粉13~14 份、咯烷酮羧酸钠0.001~0.002份、环氧硬脂酸辛酯6~11份,可以有效防止超临界CO2对密封套的腐蚀。还具有一定的抑菌、抗凝絮功能,降低铅套的通透性。
与现有技术相比,本发明的有益效果为:通过本发明的试验装置可对比CO2驱替前后岩心渗透率、孔隙度、孔隙结构、岩心矿物含量、岩石表面形貌、岩心质量以及采收率的变化,研究CO2驱替对储层物性及开发参数的影响。实验装置的气液分离装置内壁设有疏油涂层,具有较好的耐腐蚀性和疏油性,避免驱替得到的油性流体附着在气液分离装置内壁造成实验数据的准确性下降,还可避免油性流体对气液分离装置的腐蚀,延长气液分离装置的使用寿命。岩心夹持器内设有铅套,铅套内壁设有耐腐蚀涂层可以有效防止超临界CO2对密封套的腐蚀。还具有一定的抑菌、抗凝絮功能,降低铅套的通透性,本装置结构简单,采集数据准确,使用寿命长,制造成本低。
附图说明
图1为本发明一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验装置的示意图。
附图标记说明:1气瓶;2 ISC0泵;3活塞容器;4压力计;41气体流量计;5岩心;6回压泵;61环压泵;62第二回压泵;7回压阀;71第二回压阀;8气液分离装置;9上位机;10岩心夹持器。
具体实施例
以下结合附图和实施例作进一步详细描述:
实施例1:
如图1所示,一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验装置,包括气瓶1、岩心夹持器10、气液分离装置8,气瓶1与活塞容器3连接,活塞容器3顶部与回压阀71和压力计4连接,活塞容器3底部与ISCO泵2连接,压力计4与岩心夹持器10连接,岩心夹持器10出口端连接有气液分离装置8,气液分离装置8通过气体流量计41与上位机9连接。
回压阀71连接有回压泵62,不会造成回压下降且回压波动小,有效保持岩心5注入端回压恒定。
岩心夹持器10侧面连接有环压泵61和阀门,自吸吸程高,岩心夹持器10出口端连接有回压阀7,回压阀7连接有回压泵6,有效保持岩心5出口端回压恒定。
活塞容器3为:CO2活塞容器或去离子水活塞容器或地层水活塞容器。可通过阀门的调节实现CO2或地层水或去离子水交替注入。
气瓶1和ISCO泵2出口端设有阀门,活塞容器3输入端和输出端均设有阀门,岩心夹持器10输入端和输出端均设有阀门,可通过阀门控制装置内部流体的开启与关闭,提升装置安全性能。
气液分离装置8内壁设有疏油涂层,疏油涂层由以下成分及重量份组成:树脂100~120份、抗污剂1~2份、消泡剂0.1~0.2份、乙醇0.11~0.3份、流平剂0.1~0.3份、SiO2纳米粒子3~5份、咯烷酮羧酸钠0.3~1份、黑炭3~5份、二甲苯溶剂20~30份、稀释剂1~10份。避免驱替得到的油性流体附着在气液分离装置8内壁造成实验数据的准确性下降,还可避免油性流体对气液分离装置8的腐蚀,延长气液分离装置8的使用寿命。
岩心夹持器10内设有铅套,铅套内壁设有耐腐蚀涂层,耐腐蚀涂层由以下成分及重量份组成:对苯二甲酯环氧树脂31~34份、丙烯酸异辛酯13~16份、氟硅酸钾7~12份、生化黄腐酸钾0.002~0.01份、碳酸二辛酯9~12份、三硫代碳酸酯4~7份、磷酸三(1-氯-2-丙基)酯0.5~0.8份、硼镁石粉13~14 份、咯烷酮羧酸钠0.001~0.002份、环氧硬脂酸辛酯6~11份,可以有效防止超临界CO2对密封套的腐蚀。还具有一定的抑菌、抗凝絮功能,降低铅套的通透性。
采用本实验装置研究CO2提高采收率过程中地层水沉淀驱替的方法,步骤如下:
1)在岩心5注入端和出口端分别切下岩心切片A、B,洗岩心5,干燥称重,测岩心5孔隙体积、气测渗透率,去离子水饱和岩心5,测核磁共振,驱替,得岩心5水测渗透率;
2)用原油驱替去离子水饱和原油,保持温度、压力放置20~26h,进行CO2水气注入,洗岩心5,干燥,测质量、孔隙体积、气测渗透率,抽真空,去离子水饱和岩心5,去离子水驱替,测岩心5水测渗透率,测核磁共振;
3)在岩心5注入端和出口端分别切下岩心切片C、D,清洗,烘干,将岩心切片A、B、C、D进行电镜扫描、表面元素和岩石矿物分析,更换岩心、压力、温度重复步骤1、2、3。
步骤2中采用沥青质原油驱替去离子水饱和原油,使原油饱和度达到设定值,保持温度、压力放置20~26h,进行CO2水气注入,先注入CO2再注入去离子水,2~4个循环周期注入。
实施例2:
如图1所示,一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验装置,包括气瓶1、岩心夹持器10、气液分离装置8,气瓶1与活塞容器3连接,活塞容器3顶部与回压阀71和压力计4连接,活塞容器3底部与ISCO泵2连接,压力计4与岩心夹持器10连接,岩心夹持器10出口端连接有气液分离装置8,气液分离装置8通过气体流量计41与上位机9连接。
回压阀71连接有回压泵62,不会造成回压下降且回压波动小,有效保持岩心5注入端回压恒定。
岩心夹持器10侧面连接有环压泵61和阀门,自吸吸程高,岩心夹持器10出口端连接有回压阀7,回压阀7连接有回压泵6,有效保持岩心5出口端回压恒定。
活塞容器3为:CO2活塞容器或去离子水活塞容器或地层水活塞容器。可通过阀门的调节实现CO2或地层水或去离子水交替注入。
气瓶1和ISCO泵2出口端设有阀门,活塞容器3输入端和输出端均设有阀门,岩心夹持器10输入端和输出端均设有阀门,可通过阀门控制装置内部流体的开启与关闭,提升装置安全性能。
气液分离装置8内壁设有疏油涂层,疏油涂层由以下成分及优选重量份组成:树脂110份、抗污剂1.4份、消泡剂0.16份、乙醇0.18份、流平剂0.2份、SiO2纳米粒子4份、咯烷酮羧酸钠0.7份、黑炭4份、二甲苯溶剂25份、稀释剂8份。避免驱替得到的油性流体附着在气液分离装置8内壁造成实验数据的准确性下降,还可避免油性流体对气液分离装置8的腐蚀,延长气液分离装置8的使用寿命。
稀释剂为丙酮、甲乙酮、环己酮、苯、甲苯、二甲苯、正丁醇、苯乙烯中的一种以上,其质量比为1:10。树脂为氟改性有机硅树脂、氨基丙烯酸树脂。抗污剂由聚(十七氟癸基)甲基硅氧烷、聚(九氟己基)硅氧烷、聚甲基(三氟丙基)硅氧烷、PDMS、PTFE组成。消泡剂由乳化硅油。流平剂为聚二甲基硅氧烷、聚醚聚酯改性有机硅氧烷、烷基改性有机硅氧烷组成。
岩心夹持器10内设有铅套,铅套内壁设有耐腐蚀涂层,耐腐蚀涂层由以下成分及优选的重量份组成:对苯二甲酯环氧树脂32份、丙烯酸异辛酯15份、氟硅酸钾11份、生化黄腐酸钾0.007份、碳酸二辛酯11份、三硫代碳酸酯6份、磷酸三(1-氯-2-丙基)酯0.7份、硼镁石粉13.6份、咯烷酮羧酸钠0.0016份、环氧硬脂酸辛酯8份,可以有效防止超临界CO2对密封套的腐蚀。还具有一定的抑菌、抗凝絮功能,降低铅套的通透性。
采用本装置研究CO2提高采收率过程中地层水沉淀驱替方法,步骤如下:
1)在岩心5注入端和出口端分别切下岩心切片A、B,厚度优选2mm,洗岩心5,干燥称重,测岩心5孔隙体积、气测渗透率,去离子水饱和岩心5,测核磁共振,驱替,得岩心5水测渗透率;
2)采用沥青质原油驱替去离子水饱和原油,保持温度、压力放置优选24h,进行CO2水气注入,先注入CO2再注入去离子水,进行3个循环周期注入,洗岩心5,干燥,测质量、孔隙体积、气测渗透率,抽真空,去离子水饱和岩心5,去离子水驱替,测岩心5水测渗透率,测核磁共振;
3)在岩心注入端和出口端分别切下岩心切片C、D,清洗,烘干,将岩心切片A、B、C、D进行电镜扫描、表面元素和岩石矿物分析,更换岩心、压力、温度重复步骤1、2、3。
实施例3:
如图1所示,装置中的岩心夹持器10采用316型不锈钢,岩心5直径25mm,岩心5长度范围为25~35mm,最高承压70MPa,岩心夹持器10的内腔设有密封铅套,在密封铅套的外面注入密封液体,使对岩心5施加一个均匀的围压(环压),确保测试流体通过岩心5时不会发生渗漏。围压通过驱替泵动态跟踪,一般围压比驱替压力高2MPa左右。装置中采用铅套替换常用的橡胶套,可以有效防止超临界CO2对密封套的腐蚀。驱替泵采用ISCO泵2,ISCO泵2的双缸能够连续驱替,并且注入量精确,驱替压力高。由于CO2可压缩性强,装置中在CO2活塞容器3出口段设置回压阀71,在CO2活塞容器中的压力低于回压阀71设定压力时,CO2不流出,在CO2活塞容器中的压力高于回压阀71设定压力时,CO2才流出。这样保证了在设计压力下,ISCO泵2驱替的体积等于驱替入岩心5中的CO2体积(设计压力条件下)。CO2、地层水、去离子水活塞容器下端都与驱替泵相连,上端都与岩心夹持器10的入口端相连,这样通过阀门的调节实现CO2、地层水、去离子水交替注入。岩心夹持器10的出口端设置回压阀7,来设置驱替的出口端压力。在出口末端设置气液分离装置8,出口端流出的液体留在试管中,通过试管刻度计量产出液体的体积,流出气体从塞子上端的出气口流出,然后通过气体流量计41计量气体流速和流量。
采用本实验装置研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验方法:
岩心处理:为观察CO2驱替前后岩石表面形貌、岩石矿物的变化情况,在目前现有的技术条件下,进行了特殊处理,反应前,在岩心5的注入端和岩心的出口端分别切取厚度优选为2mm的岩心片A和B,作为的分析样品。CO2驱替后,再在岩心5的注入端和岩心的出口端分别切取厚度优选为2mm的岩心片C和D,尽可能避免岩心的不均匀性。
为了分别研究CO2-水-岩石相互作用、CO2-地层水沉淀作用对储层物性及开发参数的影响,通过设计了两大组对比实验,如表1所示。在压力、温度变化相同的条件下,不考虑地层水沉淀情况下,CO2-水-岩石作用对储层物性及开发参数的影响。通过对比实验1与2,排除CO2对岩石溶蚀的影响因素,得到CO2与地层水在储层环境中生成的沉淀对储层物性及开发参数的影响,如表1所示,每组实验都进行了在不同温度、不同压力下不同矿化度的地层水、不同沥青质含量的原油饱和岩心5的CO2驱替实验。
表1 CO2水气交替驱替方案
序号 | 实验组 | 饱和水 | 饱和油 |
1 | 去离子水 | 去沥青质原油 | |
2 | 地层水 | 去沥青质原油 |
通过对比CO2驱替前后岩心渗透率、孔隙度、孔隙结构、岩心矿物含量、岩石表面形貌、岩心质量以及采收率的变化,研究CO2驱替对储层物性及开发参数的影响。
CO2-水-岩石相互作用岩心驱替实验:首先在岩心5的注入端和出口端各切下一片岩心切片A、B,然后用蒸馏法洗岩心5,干燥,称重,测岩心5孔隙体积、气测渗透率;利用去离子水饱和岩心5,测核磁共振;打开去离子水活塞容器阀门,利用去离子水驱替,得到岩心5的水测渗透率;利用去沥青质原油驱替去离子水饱和原油,使原油饱和度达到设定值,保持温度、压力放置24小时,使水和原油充分自由分布。通过调节CO2活塞阀门和去离子水活塞阀门在实验温度、压力下进行CO2水气交替注入;先注入5PV的CO2再注入5PV去离子水,共进行3个循环周期注入。清洗岩心5,干燥岩心5,测质量、孔隙体积、气测渗透率。抽真空,用去离子水饱和岩心5,然后用去离子水驱替岩心5,测反应后岩心5的水测渗透率,然后测核磁共振测试;在岩心5的注入端和出口端各切下一片岩心切片C、D,清洗,烘干,和实验前的岩心切片A、B一起进行电镜扫描、表面元素和岩石矿物分析。更换岩心,在不同压力、温度条件下重复上面的实验过程。
CO2-地层水沉淀岩心驱替实验:实验过程和CO2-水-岩石相互作用岩心驱替实验相同,通过调节去离子水活塞阀门和地层水阀门,将去离子水驱替换成地层水驱替,并进行不同矿化度的地层水驱替实验。
实验方案:CO2-地层水沉淀CO2岩心驱替实验的反应温度(T)、CO2压力(p)、地层水矿化度及其他条件如表2所示。
表2 CO2-地层水沉淀岩心实验方案参数
以上所述,仅是本发明的较佳实施例,并非对本发明作任何限制。凡是根据发明技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、变更以及等效变化,均仍属于本发明技术方案的保护范围内。
Claims (7)
1.一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验装置,包括气瓶(1)、岩心夹持器(10)、气液分离装置(8),其特征在于:所述气瓶(1)与活塞容器(3)连接,所述活塞容器(3)顶部与回压阀(71)和压力计(4)连接,所述活塞容器(3)底部与ISCO泵(2)连接,所述压力计(4)与岩心夹持器(10)输入端连接,所述岩心夹持器(10)出口端连接有气液分离装置(8),所述气液分离装置(8)与气体流量计(41)连接,气体流量计(41)与上位机(9)连接。
2.根据权利要求1所述的一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验装置,其特征在于:所述回压阀(71)连接有回压泵(62)。
3.根据权利要求1所述的一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验装置,其特征在于:所述岩心夹持器(10)侧面连接有环压泵(61)和阀门,所述岩心夹持器(10)出口端连接有回压阀(7),所述回压阀(7)连接有回压泵(6)。
4.根据权利要求1所述的一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验装置,其特征在于:所述活塞容器(3)为CO2活塞容器或去离子水活塞容器或地层水活塞容器。
5.根据权利要求1所述的一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验装置,其特征在于:所述气瓶(1)和ISCO泵(2)出口端设有阀门,所述活塞容器(3)输入端和输出端均设有阀门,所述岩心夹持器(10)输入端和输出端均设有阀门。
6.根据权利要求1所述的一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验装置,其特征在于:所述气液分离装置(8)内壁设有疏油涂层,所述疏油涂层由以下成分及重量份组成:树脂100~120份、抗污剂1~2份、消泡剂0.1~0.2份、乙醇0.11~0.3份、流平剂0.1~0.3份、SiO2纳米粒子3~5份、咯烷酮羧酸钠0.3~1份、黑炭3~5份、二甲苯溶剂20~30份、稀释剂1~10份。
7. 根据权利要求1所述的一种研究高矿化度地层水对CO2驱影响的实验装置,其特征在于:所述岩心夹持器(10)内设有铅套,所述铅套内壁设有耐腐蚀涂层,所述耐腐蚀涂层由以下成分及重量份组成:对苯二甲酯环氧树脂31~34份、丙烯酸异辛酯13~16份、氟硅酸钾7~12份、生化黄腐酸钾0.002~0.01份、碳酸二辛酯9~12份、三硫代碳酸酯4~7份、磷酸三(1-氯-2-丙基)酯0.5~0.8份、硼镁石粉13~14 份、咯烷酮羧酸钠0.001~0.002份、环氧硬脂酸辛酯6~11 份。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201611251187.8A CN106908579A (zh) | 2016-12-30 | 2016-12-30 | 一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验装置 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201611251187.8A CN106908579A (zh) | 2016-12-30 | 2016-12-30 | 一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验装置 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN106908579A true CN106908579A (zh) | 2017-06-30 |
Family
ID=59206383
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201611251187.8A Pending CN106908579A (zh) | 2016-12-30 | 2016-12-30 | 一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验装置 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN106908579A (zh) |
Cited By (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108166968A (zh) * | 2017-11-13 | 2018-06-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 测量焖井对致密岩芯渗透率影响的实验系统和方法 |
CN108179999A (zh) * | 2017-12-30 | 2018-06-19 | 东北石油大学 | 对比二氧化碳-泡沫驱驱替阶段的方法与装置 |
CN108222899A (zh) * | 2017-12-30 | 2018-06-29 | 东北石油大学 | 对比二氧化碳非混相驱阶段的方法与装置 |
CN108222900A (zh) * | 2017-12-30 | 2018-06-29 | 东北石油大学 | 对比二氧化碳混相驱驱替阶段效果的方法与装置 |
CN109444378A (zh) * | 2018-12-12 | 2019-03-08 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种模拟co2-水-岩相互作用的实验装置及方法 |
CN109459362A (zh) * | 2017-09-06 | 2019-03-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 高温高压水岩反应和气体渗透率的一体化测试装置及方法 |
CN109681156A (zh) * | 2018-12-19 | 2019-04-26 | 大连理工大学 | 一种单泵控制的多相多流体注入系统 |
CN110130859A (zh) * | 2019-06-26 | 2019-08-16 | 中国石油大学(华东) | 一种稠油油藏混合纳米流体交替co2微气泡驱实验装置及实验方法 |
CN110146680A (zh) * | 2018-02-12 | 2019-08-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层敏感性实验装置 |
CN110261060A (zh) * | 2019-06-27 | 2019-09-20 | 中国石油大学(北京) | 一种超临界二氧化碳室内携砂实验装置及方法 |
CN110320140A (zh) * | 2018-03-30 | 2019-10-11 | 中国石油化工股份有限公司 | Co2作用下的渗吸实验装置及方法 |
CN111189736A (zh) * | 2020-02-17 | 2020-05-22 | 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 | 一种高温高压流体固相沉积模拟装置 |
CN111610306A (zh) * | 2019-02-25 | 2020-09-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生烃流体对岩石储层改造作用模拟实验装置 |
CN111678849A (zh) * | 2019-03-11 | 2020-09-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 气-液硫两相渗流曲线的实验装置及其方法 |
CN112228019A (zh) * | 2020-10-15 | 2021-01-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种评价二氧化碳驱盐垢沉淀对采收率影响的方法 |
CN112816359A (zh) * | 2021-01-06 | 2021-05-18 | 西南石油大学 | 一种确定固相沉积油藏原油沉积固体量的装置及方法 |
CN113376218A (zh) * | 2021-06-08 | 2021-09-10 | 西安石油大学 | 输油管内油气水三相含量一体化在线测量装置及使用方法 |
CN113863904A (zh) * | 2021-10-27 | 2021-12-31 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种气体封存实验装置和方法 |
CN114200083A (zh) * | 2021-12-07 | 2022-03-18 | 中海石油(中国)有限公司 | 化学剂驱油全流程物理模拟装置及方法 |
CN114687714A (zh) * | 2022-04-12 | 2022-07-01 | 中国矿业大学 | 一种纳米颗粒复合低矿化度水提高co2注入能力的方法 |
CN115753540A (zh) * | 2022-10-28 | 2023-03-07 | 中国石油大学(北京) | 咸水层地质埋存定量研究实验装置及方法 |
CN117706067A (zh) * | 2024-02-06 | 2024-03-15 | 中国石油大学(华东) | 基于核磁共振的岩心提压开采剩余油动用测量装置及方法 |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011135466A1 (en) * | 2010-04-30 | 2011-11-03 | Schlumberger Canada Limited | System and method for determining the effect of water-based additives on oil recovery |
CN103257101A (zh) * | 2013-05-24 | 2013-08-21 | 中国石油大学(北京) | 具涂层的岩心、岩心夹持器防腐蚀法及岩心驱替实验方法 |
CN103450723A (zh) * | 2013-08-21 | 2013-12-18 | 苏州康华净化系统工程有限公司 | 一种耐老化耐腐蚀超净工作台涂层 |
CN103940717A (zh) * | 2014-03-19 | 2014-07-23 | 中国海洋石油总公司 | 一种高温高压蒸汽对岩心污染的实验评价装置 |
CN104212346A (zh) * | 2014-09-05 | 2014-12-17 | 东莞市瀛通电线有限公司 | 疏油疏水耐沾污涂层材料的制备方法、制品及应用 |
CN104483449A (zh) * | 2014-12-08 | 2015-04-01 | 中国石油大学(华东) | 一种测量二氧化碳驱油过程滞留率的装置及方法 |
CN105067781A (zh) * | 2015-09-02 | 2015-11-18 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 泡沫驱油评价装置及其评价方法 |
CN105134149A (zh) * | 2015-08-04 | 2015-12-09 | 东北石油大学 | 一种改变注采井间二氧化碳驱动状况的装置与方法 |
CN106121603A (zh) * | 2016-06-25 | 2016-11-16 | 东北石油大学 | 一种可模拟不同倾角油层驱油效果的装置以及方法 |
-
2016
- 2016-12-30 CN CN201611251187.8A patent/CN106908579A/zh active Pending
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011135466A1 (en) * | 2010-04-30 | 2011-11-03 | Schlumberger Canada Limited | System and method for determining the effect of water-based additives on oil recovery |
CN103257101A (zh) * | 2013-05-24 | 2013-08-21 | 中国石油大学(北京) | 具涂层的岩心、岩心夹持器防腐蚀法及岩心驱替实验方法 |
CN103450723A (zh) * | 2013-08-21 | 2013-12-18 | 苏州康华净化系统工程有限公司 | 一种耐老化耐腐蚀超净工作台涂层 |
CN103940717A (zh) * | 2014-03-19 | 2014-07-23 | 中国海洋石油总公司 | 一种高温高压蒸汽对岩心污染的实验评价装置 |
CN104212346A (zh) * | 2014-09-05 | 2014-12-17 | 东莞市瀛通电线有限公司 | 疏油疏水耐沾污涂层材料的制备方法、制品及应用 |
CN104483449A (zh) * | 2014-12-08 | 2015-04-01 | 中国石油大学(华东) | 一种测量二氧化碳驱油过程滞留率的装置及方法 |
CN105134149A (zh) * | 2015-08-04 | 2015-12-09 | 东北石油大学 | 一种改变注采井间二氧化碳驱动状况的装置与方法 |
CN105067781A (zh) * | 2015-09-02 | 2015-11-18 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 泡沫驱油评价装置及其评价方法 |
CN106121603A (zh) * | 2016-06-25 | 2016-11-16 | 东北石油大学 | 一种可模拟不同倾角油层驱油效果的装置以及方法 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ALYSSA BOOCK: "Carbon Dioxide Flooding Induced Geochemical Changes in a Saline Carbonate Aquifer", 《THESES AND DISSERTATIONS》 * |
Cited By (32)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN109459362A (zh) * | 2017-09-06 | 2019-03-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 高温高压水岩反应和气体渗透率的一体化测试装置及方法 |
CN108166968B (zh) * | 2017-11-13 | 2021-09-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 测量焖井对致密岩芯渗透率影响的实验系统和方法 |
CN108166968A (zh) * | 2017-11-13 | 2018-06-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 测量焖井对致密岩芯渗透率影响的实验系统和方法 |
CN108179999A (zh) * | 2017-12-30 | 2018-06-19 | 东北石油大学 | 对比二氧化碳-泡沫驱驱替阶段的方法与装置 |
CN108222899A (zh) * | 2017-12-30 | 2018-06-29 | 东北石油大学 | 对比二氧化碳非混相驱阶段的方法与装置 |
CN108222900A (zh) * | 2017-12-30 | 2018-06-29 | 东北石油大学 | 对比二氧化碳混相驱驱替阶段效果的方法与装置 |
CN110146680A (zh) * | 2018-02-12 | 2019-08-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层敏感性实验装置 |
CN110320140A (zh) * | 2018-03-30 | 2019-10-11 | 中国石油化工股份有限公司 | Co2作用下的渗吸实验装置及方法 |
CN110320140B (zh) * | 2018-03-30 | 2021-09-14 | 中国石油化工股份有限公司 | Co2作用下的渗吸实验装置及方法 |
CN109444378A (zh) * | 2018-12-12 | 2019-03-08 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种模拟co2-水-岩相互作用的实验装置及方法 |
CN109681156B (zh) * | 2018-12-19 | 2021-01-05 | 大连理工大学 | 一种单泵控制的多相多流体注入系统 |
CN109681156A (zh) * | 2018-12-19 | 2019-04-26 | 大连理工大学 | 一种单泵控制的多相多流体注入系统 |
CN111610306A (zh) * | 2019-02-25 | 2020-09-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生烃流体对岩石储层改造作用模拟实验装置 |
CN111610306B (zh) * | 2019-02-25 | 2022-06-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生烃流体对岩石储层改造作用模拟实验装置 |
CN111678849A (zh) * | 2019-03-11 | 2020-09-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 气-液硫两相渗流曲线的实验装置及其方法 |
CN110130859B (zh) * | 2019-06-26 | 2020-08-07 | 中国石油大学(华东) | 一种稠油油藏混合纳米流体交替co2微气泡驱实验装置及实验方法 |
CN110130859A (zh) * | 2019-06-26 | 2019-08-16 | 中国石油大学(华东) | 一种稠油油藏混合纳米流体交替co2微气泡驱实验装置及实验方法 |
CN110261060A (zh) * | 2019-06-27 | 2019-09-20 | 中国石油大学(北京) | 一种超临界二氧化碳室内携砂实验装置及方法 |
CN111189736A (zh) * | 2020-02-17 | 2020-05-22 | 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 | 一种高温高压流体固相沉积模拟装置 |
CN112228019A (zh) * | 2020-10-15 | 2021-01-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种评价二氧化碳驱盐垢沉淀对采收率影响的方法 |
CN112228019B (zh) * | 2020-10-15 | 2022-07-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种评价二氧化碳驱盐垢沉淀对采收率影响的方法 |
CN112816359A (zh) * | 2021-01-06 | 2021-05-18 | 西南石油大学 | 一种确定固相沉积油藏原油沉积固体量的装置及方法 |
CN113376218A (zh) * | 2021-06-08 | 2021-09-10 | 西安石油大学 | 输油管内油气水三相含量一体化在线测量装置及使用方法 |
CN113863904A (zh) * | 2021-10-27 | 2021-12-31 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种气体封存实验装置和方法 |
CN114200083A (zh) * | 2021-12-07 | 2022-03-18 | 中海石油(中国)有限公司 | 化学剂驱油全流程物理模拟装置及方法 |
CN114200083B (zh) * | 2021-12-07 | 2024-02-23 | 中海石油(中国)有限公司 | 化学剂驱油全流程物理模拟装置及方法 |
CN114687714A (zh) * | 2022-04-12 | 2022-07-01 | 中国矿业大学 | 一种纳米颗粒复合低矿化度水提高co2注入能力的方法 |
CN114687714B (zh) * | 2022-04-12 | 2023-06-16 | 中国矿业大学 | 一种纳米颗粒复合低矿化度水提高co2注入能力的方法 |
CN115753540A (zh) * | 2022-10-28 | 2023-03-07 | 中国石油大学(北京) | 咸水层地质埋存定量研究实验装置及方法 |
CN115753540B (zh) * | 2022-10-28 | 2024-04-26 | 中国石油大学(北京) | 咸水层地质埋存定量研究实验装置及方法 |
CN117706067A (zh) * | 2024-02-06 | 2024-03-15 | 中国石油大学(华东) | 基于核磁共振的岩心提压开采剩余油动用测量装置及方法 |
CN117706067B (zh) * | 2024-02-06 | 2024-05-03 | 中国石油大学(华东) | 基于核磁共振的岩心提压开采剩余油动用测量装置及方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN106908579A (zh) | 一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验装置 | |
CN106884634B (zh) | 一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验方法 | |
CN106290045B (zh) | 非常规致密砂岩储层含油性和可动性评价实验方法 | |
CN106837269B (zh) | 一种低、特低渗透油藏co2驱近混相压力区域确定方法 | |
CN106884635A (zh) | 一种低、特低渗透油藏co2驱最小混相压力的测定方法 | |
CN103674593B (zh) | 一种用于模拟低渗储层压裂直井水驱油实验的装置及方法 | |
CN111487172A (zh) | 一种致密储层岩心酸蚀裂缝导流能力评价装置及方法 | |
CN113062713B (zh) | 一种模拟天然气水合物开采近井堵塞和解堵的实验装置及方法 | |
CN109267980B (zh) | 压力脉冲提高注入水渗吸驱油效率和确定脉冲次数的方法 | |
CN106525685B (zh) | 一种评价岩心非均质程度的方法 | |
CN107288590A (zh) | 一种注co2提高凝析气藏采收率的实验方法 | |
CN103161436B (zh) | 一种稠油热采水平井试井解释方法 | |
CN112627783A (zh) | 低频变压提高注气采收率的实验装置 | |
CN108414385A (zh) | 评价页岩油二氧化碳吞吐采收率的装置及方法 | |
CN105422066A (zh) | 一种降低二氧化碳驱油最小混相压力的方法 | |
CN111060618A (zh) | 含水层硝酸盐反硝化速率原位测定方法和装置 | |
CN111287715A (zh) | 一种实验模拟二氧化碳置换驱替油气的系统 | |
Gao et al. | Effect of pressure pulse stimulation on imbibition displacement within a tight sandstone reservoir with local variations in porosity | |
Xu et al. | Experimental study on unstable imbibition characteristics of fracturing fluids at high pressures and temperatures in the tight continental reservoir | |
CN114910391A (zh) | 裂缝性油藏微生物水泥多级调剖性能评价实验装置及方法 | |
CN107907464A (zh) | 一种压裂用渗透石水泥浆性能测定装置及方法 | |
CN110967364A (zh) | 一种核磁共振用的组合式注水吞吐实验装置与实验方法 | |
CN110685659A (zh) | 低渗透介质水力压裂改性的三维模拟系统及使用方法 | |
CN203685150U (zh) | 一种用于微生物驱油的注剂及空气现场注入装置 | |
CN201090200Y (zh) | 一种氮气泡沫发生器 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20170630 |
|
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |