CN109883891B - 针对缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量装置及方法 - Google Patents
针对缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量装置及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109883891B CN109883891B CN201910226053.8A CN201910226053A CN109883891B CN 109883891 B CN109883891 B CN 109883891B CN 201910226053 A CN201910226053 A CN 201910226053A CN 109883891 B CN109883891 B CN 109883891B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- gas
- diffusion
- buffer tank
- reaction kettle
- 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.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 title claims abstract description 175
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 67
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 192
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 44
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 39
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 23
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 18
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 claims description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 13
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 12
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 3
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 3
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000002608 ionic liquid Substances 0.000 claims description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 17
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 9
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 5
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 238000011278 co-treatment Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 230000009189 diving Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
本发明提供了一种针对缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量装置及方法。该测量装置包括：恒速恒压泵、活塞中间容器、气体缓冲罐、反应釜、恒温箱和压力数据处理单元；恒速恒压泵、活塞中间容器、气体缓冲罐、反应釜依次相连通；活塞中间容器、气体缓冲罐和反应釜内置于恒温箱中；压力数据处理单元用于采集和监测活塞中间容器的出口压力、气体缓冲罐的出口压力和反应釜的入口压力。该装置通过增加气体缓冲罐从而使得注入气在扩散时能够保证测量的精度；采用气体状态方程计算方法得到注入气与液相接触的初始压力值，降低了测量误差，配合利用菲克扩散第二定律及压力衰竭曲线进行非线性回归拟合能够计算获得精确的扩散系数，结果具有实际意义。
Description
技术领域
本发明属于石油开采技术领域，涉及一种针对缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量装置及方法。
背景技术
扩散是控制传质速率的主要因素，在化工过程中，描述的是反应、传质现象。其包括常规扩散、压力扩散和热扩散。通常所指的扩散指的是在没有外界作用下，恒温恒压时，物质分子从一相向另一相自由传输的现象。通常是用菲克定律来描述这一现象，用分子扩散速率来表示相间不同组分之间的传质速率。
扩散通常用扩散系数来表征，在石油工程领域，气体扩散系数是一个油气藏开发中非常重要的参数。在注气驱油的过程中，注入气体在油中溶解速度可由气体扩散系数来确定；在油藏条件下，也可以用气体扩散系数来确定轻组分气体在原油、地层水和枯竭油藏改建的储气库潜水面以及钻井泥浆、完井液中溶解和分离速度等。在对混相驱进行数值模拟时，通常认为注入气体与原油一接触就会瞬时平衡，然而这种现象是不存在的，在实际过程中气体与原油接触，要经过一段时间后才会达到油气平衡。由此看来，在解决这类问题时，平衡假设条件就不适用。
扩散系数是研究注气提高采收率机理的重要参数。油藏条件下，受分子扩散影响，传质速率决定了注入气在原油溶解量。在注气驱油的过程中，当气体与原油接触，气体与原油间就会发生传质现象，改变原油性质，如黏度降低、体积膨胀、饱和压力改变等。在扩散过程中，气体对原油轻质组分(或中间组分)的抽提作用也同时发生，降低油气界面张力，甚至达到混相，最终提高采收率。
近年来，随着注气提高采收率技术在缝洞型油藏、致密油等非常规油气藏的应用，明确不同注入气在对应地层条件下的提高采收率机理需要精确计算注入气与地层流体的扩散系数。然而，针对缝洞型油藏高温高压条件(温度最低100℃，压力最低30MPa)，现有的PVT反应釜方法实验条件范围受限(温度范围：25-90℃；压力：0.1-30MPa，体积最多120mL)，已经无法满足精确测量符合非常规油气藏注气条件下气体在原油中的扩散系数，而且，现有技术中，增压扩散需同时进行，为了提高拟合的精度，一般舍去了扩散初期不稳定的压力点，导致初始压力低于实际值，难以获得准确的扩散系数；因此，亟待提供一种在高温高压条件下缝洞型油藏的注入气在原油中扩散系数的精确测量方法及装置。
发明内容
基于现有技术中缝洞型油藏注入气与地层流体的扩散系数计算的不精确性，本发明的目的在于提供一种针对缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量装置；该装置通过增加气体缓冲罐从而使得注入气在扩散时能够保证测量的精度；本发明的目的还在于提供一种缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量方法，其采用气体状态方程计算方法得到注入气与液相接触的初始压力值，降低了测量误差，配合利用菲克扩散第二定律获得了扩散过程中压力的变化与时间的线性关系，并进一步通过压力衰竭曲线进行非线性回归拟合获得了扩散系数；该方法降低了实验误差，能够精确测量扩散系数。
本发明的目的通过以下技术方案得以实现：
一方面，本发明提供一种针对缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量装置，该测量装置包括：
恒速恒压泵、活塞中间容器、气体缓冲罐、反应釜、恒温箱和压力数据处理单元；
所述恒速恒压泵、所述活塞中间容器、所述气体缓冲罐、所述反应釜依次相连通；
所述活塞中间容器、所述气体缓冲罐和所述反应釜内置于所述恒温箱中；
所述压力数据处理单元用于采集和监测所述活塞中间容器的出口压力、所述气体缓冲罐的出口压力和所述反应釜的入口压力。
现有的PVT法测量注入气扩散系数中，注气过程都是由注入泵对气体中间容器进行增压，从而使得注入气与液相接触，待增压至实验测定压力时，最后再关闭注入口，计量扩散过程中的压力变化。该方法增加了注入气与原油的接触时间，即增压过程中气体与原油接触，此时注入气已经开始向原油中扩散，因此，得到的压力降落曲线不准确。本发明的测量装置中设置了气体缓冲罐，通过气体状态方程的方法得到扩散的初始压力，实现了注入气与原油接触即扩散的压力精确计量，减少了増压过程中与原油的接触，测量的压力降落更准确，能够准确获得扩散系数。本发明所述的扩散系数是指注入气进行液相扩散时，从初始到平衡的扩散系数的平均值。
上述的测量装置中，优选地，所述压力数据处理单元包括第一压力传感器、第二压力传感器、第三压力传感器和计算机；
所述计算机用于采集所述第一压力传感器、所述第二压力传感器和所述第三压力传感器的压力数据；
所述第一压力传感器用于采集和监测所述活塞中间容器的出口压力；
所述第二压力传感器用于采集和监测所述气体缓冲罐的出口压力；
所述第三压力传感器用于采集和监测所述反应釜的入口压力。
上述的测量装置中，优选地，所述活塞中间容器的入口与所述恒速恒压泵相连通，所述活塞中间容器的出口处设置有第一控制阀，所述第一压力传感器设置在所述第一控制阀上。
上述的测量装置中，优选地，所述气体缓冲罐的入口与所述活塞中间容器的出口相连通；所述气体缓冲罐的出口处设置有第二控制阀，所述第二压力传感器设置在所述第二控制阀上。
上述的测量装置中，优选地，所述反应釜的入口与所述气体缓冲罐的出口相连通；所述反应釜的入口处设置有第三控制阀，所述第三压力传感器设置在所述第三控制阀上。
上述的测量装置中，优选地，所述活塞中间容器、所述气体缓冲罐和所述反应釜均为耐高温高压装置；耐高温150℃以上，耐高压50MPa以上。该实验装置测试温度最高能满足150℃，同时满足50MPa的测试压力，高温高压条件能满足我国大部分油藏条件，特别是高温高压的缝洞型碳酸盐岩油藏，测试出的结果更具有实际意义。
上述的测量装置中，优选地，所述反应釜容积为200mL。本发明相比现有技术中的反应釜容积，其增加了反应釜的容积至200mL，能够减少扩散过程中测量压力的波动，增加数据稳定性，降低了人为操作带来的误差，提高拟合结果的精度。
上述的测量装置中，优选地，所述活塞中间容器的出口与所述气体缓冲罐的入口相连通的管路上设置有单向阀；所述单向阀用于控制所述活塞中间容器中的气体仅单向流入至所述气体缓冲罐中。单向阀的设置能够防止气体缓冲罐中的气体回流，从而保证了扩散的精确性。
另一方面，本发明还提供一种针对缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量方法，该测量方法是采取上述测量装置进行的，包括以下步骤：
步骤一，利用石油醚清洗活塞中间容器、气体缓冲罐和反应釜并烘干；连接装置并通入一定压力的氮气检测气密性，待压力数据处理单元监测的压力稳定不变后，完成装置气密性检测；
步骤二，于反应釜中装入待测地层流体，并对整个装置进行抽真空处理；于活塞中间容器、气体缓冲罐中充入注入气，开启恒温箱设定温度，并使恒温箱中各容器温度达到稳定；
步骤三，先打开活塞中间容器的出口端阀门、打开气体缓冲罐的出口端阀门、关闭反应釜的入口端阀门，通过恒速恒压泵加压推动活塞中间容器活塞运动，继续向气体缓冲罐中充入注入气以增加气体缓冲罐中的注入气的压力，当监测气体缓冲罐的出口端阀门处的压力和反应釜的入口端阀门处的压力达到实验所需压力且稳定时，关闭活塞中间容器的出口端阀门，并打开反应釜的入口端阀门，气体缓冲罐中的注入气进入反应釜中进行扩散；
步骤四，利用压力传感器和恒温箱中的温度传感器记录实验数据变化，记录时间间隔为0.5-10min，当扩散一段时间后，如果3h内压力的变化小于5KPa时，则认为扩散已经达到平衡；
步骤五，通过压力数据处理单元处理数据，获得扩散系数。
上述的测量方法中，优选地，所述注入气包括氮气、二氧化碳和C1-C4气态烃类等中的一种或多种。本发明测量方法中测试的气体类型多样，不仅能满足单相气体在液相中的扩散系数，如二氧化碳、氮气等非烃类气体，以及甲烷、乙烷等C1-C4的烃类气体，也能满足不同比例的混合气体在液相中的扩散系数，其中混合气体可以是非烃类、烃类也可以是烃类气体与非烃类气体，更加符合实际注气条件以及实际油藏的条件。
上述的测量方法中，优选地，所述地层流体包括离子液体和/或原油等。本发明测量方法中，地层流体种类多样，可以是地层原油、具有不同矿化度的地层水(离子液体)，也可以是按一定比例的地层原油与地层水的混合物。
上述的测量方法中，优选地，所述扩散系数符合式(1)，其是通过利用菲克扩散第二定律获得的扩散过程中压力的变化与时间的线性关系拟合获得的：
其中，Pt为扩散时间为t时的扩散压力；D0为扩散系数；H为反应釜中待测离子溶液或原油的高度；t为扩散时间；Zg为气体的压缩因子(通过查表可以获得)；Ceq(P)为平衡压力Peq时气体的浓度。
拟合过程是通过压力衰竭曲线进行非线性回归拟合，拟合获得压力随时间变化的拟合方程及扩散系数表达式。
扩散时间为t时的扩散压力Pt符合如下式(2)计算公式，和扩散系数D0符合如下式(3)计算公式：
Pt＝a1exp(-b1t)+a2exp(-b2t)+c 式(2)
其中，Pt为扩散时间为t时的扩散压力；a1、a2、b1、b2、c为拟合公式中的常数值；D0为扩散系数；H为反应釜中待测离子溶液或原油的高度。
上述的测量方法中，式(1)的具体推导方法如下：
结合图2所示，由菲克扩散第二定律有：
式中C(t，h)表示扩散过程中，注入气在液相中的浓度随时间与扩散距离的关系，由于忽略流动的影响，即v＝0，则方程(1-1)变为纯扩散方程，即：
扩散过程中的初始条件和边界条件：
h＝0,t0＜t＜teqC(t，h)＝Ceq(P) (1-3)
0＜h＜H,t＝0C(t,h)＝0 (1-4)
其中，h为注入气进入反应釜的初始位置；teq为平衡时的时间；Ceq(P)为平衡压力条件下气体的浓度；
上述的初始条件和边界条件表示，在扩散的初始时刻，液相中的气体浓度为零，由于整个扩散过程是恒温状态，气液界面的气体浓度只与压力的变化有关。联立方程式(1-2)以及对应的初始条件和边界条件可以求解得到扩散过程中浓度与扩散距离和扩散时间的关系式，如下：
由扩散过程中质量守恒可以得到扩散过程中压力与浓度的关系：
其中，A为扩散釜的横截面积；Zg为气体的压缩因子，查表可以得到。
由于扩散过程中忽略溶液体积的变化，且扩散横截面积恒定，上式可以简化为：
对方程式(1-8)两边积分后有：
对方程(1-6)在扩散距离上进行微分后联立方程式(1-9)有：
在扩散时间很长时，上式方程将收敛非常快，取扩散平衡时的近似值有：
两端取对数后，可以得到扩散过程中压力的变化与时间呈线性关系式(1)，其直线的斜率即为压力衰竭过程中的平均扩散系数。当式(1)中平衡压力产生微小变化时，图解法中的斜率变化就会很大，导致计算的扩散系数误差较大。为了减小平衡压力导致的误差，在此基础上，通过对压力衰竭曲线进行非线性回归拟合，得到了扩散过程中压力随时间变化的拟合方程以及常扩散系数(即：平均扩散系数)表达式，如上述式(2)和式(3)所示。
上述的测量方法中，优选地，扩散的初始压力是利用气体状态方程确定的：
根据气体状态方程确定注气前气体缓冲罐中的压力P0，P0符合如下式(4)计算公式：
气体缓冲罐与反应釜连通后的气体状态方程，如下式(5)：
P1(V0+V1)＝Z1nRT 式(5)
根据式(4)和式(5)计算获得扩散初始压力P1，P1符合如下式(6)计算公式：
其中，P1为扩散初始压力；P0为气体缓冲罐中的压力；V0为气体缓冲罐的体积；V1为管线及反应釜空腔体积；Z0和Z1分别为P0和P1两个压力条件下注入气的压缩因子(通过查常规热力学表可以获得)；R为理想气体常数；T为实验温度；n为注入气物质的量。
扩散的初始压力P1即扩散时间为t＝0时的扩散压力，用于计算拟合方程中的常数。
本发明在扩散初始压力确定上，区别于现有测量方法，现有测量方法中，为了提高拟合的精度，舍去了扩散初期不稳定的压力点，从而导致初始压力低于实际值，本发明通过增加缓冲罐并计量平稳后的压力，通过状态方程计算气体扩散的初始压力，则更精确得到扩散的初始压力。
本发明的有益效果：
(1)本发明测量装置增设注入气的气体缓冲罐，消除了注入气增压过程中与原油的接触时间，保证了注入气体在高压条件下进入液相时的稳定性；并采用气体状态方程计算方法得到注入气与液相接触的初始压力值，降低了测量误差；
(2)本发明测量装置测试温度最高能满足150℃，同时满足50MPa的测试压力，高温高压条件能满足我国大部分油藏条件，特别是高温高压的缝洞型碳酸盐岩油藏，测试出的结果更具有实际意义；
(3)本发明相比现有技术中的反应釜容积，其增加了反应釜的容积至200mL，减少了扩散过程中测量压力的波动，增加数据稳定性，降低了人为操作带来的误差，提高了测量精度；
(4)本发明测量方法采取采用气体状态方程计算方法得到注入气与液相接触的初始压力值，降低了测量误差，配合利用菲克扩散第二定律获得了扩散过程中压力的变化与时间的线性关系，并进一步通过压力衰竭曲线进行非线性回归拟合获得了扩散系数，该方法降低了实验误差，能够精确测量扩散系数，且拟合精度更高。
附图说明
图1为本发明实施例1中针对缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量装置结构示意图；
图2为本发明利用菲克扩散定律推导过程中的气体扩散模型简易图；
图3为本发明实施例2中N2-原油体系压力衰竭拟合曲线图；
图4为本发明实施例3中CO2-原油体系压力衰竭拟合曲线图；
附图符号说明：
1、恒速恒压泵；2、活塞中间容器；3、气体缓冲罐；4、反应釜；5、计算机；6、单向阀；7、恒温箱；21、第一控制阀；22、第一压力传感器；31、第二控制阀；32、第二压力传感器；41、第三控制阀；42、第三压力传感器。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供一种针对缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量装置，如图1所示，该测量装置包括：
恒速恒压泵1、活塞中间容器2、气体缓冲罐3、反应釜4、恒温箱7和压力数据处理单元；恒速恒压泵1、活塞中间容器2、气体缓冲罐3、反应釜4依次相连通；活塞中间容器2、气体缓冲罐3和反应釜4内置于恒温箱7中；所述压力数据处理单元用于采集和监测活塞中间容器2的出口压力、气体缓冲罐3的出口压力和反应釜4的入口压力。
现有的PVT法测量注入气扩散系数中，注气过程都是由注入泵对气体中间容器进行增压，从而使得注入气与液相接触，待增压至实验测定压力时，最后再关闭注入口，计量扩散过程中的压力变化。该方法增加了注入气与原油的接触时间，即增压过程中气体与原油接触，此时注入气已经开始向原油中扩散，因此，得到的压力降落曲线不准确。本发明的测量装置中设置了气体缓冲罐，通过气体状态方程的方法得到扩散的初始压力，实现了注入气与原油接触即扩散的压力精确计量，减少了増压过程中与原油的接触，测量的压力降落更准确，能够准确获得扩散系数。
在本实施例一优选的实施方式中，所述压力数据处理单元包括：第一压力传感器22、第二压力传感器32、第三压力传感器42和计算机5；计算机5用于采集第一压力传感器22、第二压力传感器32和第三压力传感器42的压力数据；第一压力传感器22用于采集和监测活塞中间容器2的出口压力；第二压力传感器32用于采集和监测气体缓冲罐3的出口压力；第三压力传感器42用于采集和监测反应釜4的入口压力。
在本实施例一优选的实施方式中，活塞中间容器2的入口与恒速恒压泵1相连通，所述活塞中间容器2的出口处设置有第一控制阀21，第一压力传感器22设置在第一控制阀21上；气体缓冲罐3的入口与活塞中间容器2的出口相连通；气体缓冲罐3的出口处设置有第二控制阀31，第二压力传感器32设置在第二控制阀31上；反应釜4的入口与气体缓冲罐3的出口相连通；反应釜4的入口处设置有第三控制阀41，第三压力传感器42设置在第三控制阀41上。
在本实施例一优选的实施方式中，活塞中间容器2、气体缓冲罐3和反应釜4均为耐高温高压装置；耐高温150℃以上，耐高压50MPa。该实验装置测试温度最高能满足150℃，同时满足50MPa的测试压力，高温高压条件能满足我国大部分油藏条件，特别是高温高压的缝洞型碳酸盐岩油藏，测试出的结果更具有实际意义。
在本实施例一优选的实施方式中，反应釜4容积为200mL。相比现有技术中的反应釜容积，本实施例增加了反应釜的容积至200mL，降低了人为操作带来的误差，增加了测量精度。
在本实施例一优选的实施方式中，活塞中间容器2的出口与气体缓冲罐3的入口相连通的管路上设置有单向阀6；单向阀6用于控制活塞中间容器2中的气体仅单向流入至气体缓冲罐3中。单向阀的设置能够防止气体缓冲罐中的气体回流，从而保证了扩散的精确性。
实施例2
本实施例提供利用实施例1的测量装置在高温高压条件下对N2在油样中扩散系数的测量方法。
实验用油：某油田地层原油，地层温度140℃下原油黏度为1.42mPa·s、密度为0.642g/cm3；实验温度：模拟地层温度120℃条件下进行；N2标准：高纯N2，纯度为99.999％。
恒速恒压泵采用ISCO(100DX)恒速恒压泵；活塞中间容器采用高温高压活塞中间容器(耐温150℃以上，耐压50MPa以上)；气体缓冲罐采用高温高压耐腐蚀气体缓冲罐(耐温150℃以上，耐压50MPa以上)；压力传感器采用高精度压力传感器；恒温箱采用HW-III型自控恒温箱。
该测量方法包括如下步骤：
步骤一，利用石油醚清洗活塞中间容器、气体缓冲罐和反应釜并烘干；连接装置并通入一定压力(10MPa)的氮气检测气密性，待压力数据处理单元监测的压力在3h内稳定不变后，完成装置气密性检测；
步骤二，于反应釜中装入200mL待测原油，并对整个装置进行抽真空处理，时间为2h；于活塞中间容器、气体缓冲罐中充入N2，开启恒温箱设定实验温度120℃，并使恒温箱中各容器温度达到稳定，稳定时间在4h以上；
步骤三，先打开第一控制阀21、打开第二控制阀31、关闭第三控制阀41，通过恒速恒压泵1加压推动活塞中间容器2活塞运动，继续向气体缓冲罐3中充入N2以增加气体缓冲罐3中的N2的压力，当监测气体缓冲罐3的第二控制阀31处的压力和反应釜4的第三控制阀41处的压力达到实验所需压力且稳定时，关闭第一控制阀21，并打开第三控制阀41，气体缓冲罐3中的N2进入反应釜中进行扩散实验；
步骤四，利用第一压力传感器22、第二压力传感器32、第三压力传感器42和恒速恒压泵1中的温度传感器记录实验数据变化，记录时间间隔为0.5-10min，当扩散一段时间后，如果3h内压力的变化小于5KPa时，则认为扩散已经达到平衡，停止扩散实验；
步骤五，通过压力数据处理单元统计数据，并采取气体状态方程确定扩散初始压力，并进一步通过菲克扩散第二定律计算获得扩散系数。
利用气体状态方程确定扩散初始压力的步骤为：
根据气体状态方程确定注气前气体缓冲罐中的压力P0，如下式(1)：
气体缓冲罐与反应釜连通后的气体状态方程，如下式(2)：
P1(V0+V1)＝Z1nRT 式(2)
根据式(1)和式(2)计算获得扩散初始压力P1，如下式(3)：
其中，P1为扩散初始压力；P0为气体缓冲罐中的压力；V0为气体缓冲罐的体积；V1为管线及反应釜空腔体积；Z0和Z1分别为P0和P1两个压力条件下N2的压缩因子；R为理想气体常数；T为实验温度；n为N2物质的量。
利用菲克扩散第二定律获得的扩散过程中压力的变化与时间的线性关系如下式(4)所示：
其中，Pt为扩散时间为t时的扩散压力；D0为扩散系数；H为反应釜中待测离子溶液或原油的高度；t为扩散时间；Peq为扩散平衡压力；Zg为气体的压缩因子；Ceq(P)为平衡压力Peq时气体的浓度；R为理想气体常数；T为实验温度；
通过压力衰竭曲线进行非线性回归拟合，拟合获得压力随时间变化的拟合方程及扩散系数表达式如下式(5)和式(6)：
Pt＝a1exp(-b1t)+a2exp(-b2t)+c 式(5)
其中，Pt为扩散时间为t时的扩散压力；a1、a2、b1、b2、c为拟合公式中的常数值；D0为扩散系数；H为反应釜中待测原油的高度。
实验数据如表1、表2和图3所示，表1为N2-原油体系压力衰竭拟合曲线参数；表2为N2-原油体系压力衰竭拟合结果；图3为N2-原油体系压力衰竭拟合曲线图。
表1：
表2：
| 初始压力 | 液面高度 | 平衡压力 | 平衡时间 | 平均扩散系数 |
| P<sub>1</sub>/MPa | h/m | P<sub>eq</sub>/MPa | t/h | D<sub>0</sub>/m2·s<sup>-1</sup> |
| 30.375 | 0.039209 | 23.582 | 15.33 | 5.3889×10<sup>-10</sup> |
图3可以看出：压力衰竭过程中曲线的斜率较小，同时，当压力接近或达到平衡以后，其压力衰竭的程度越低，出现这两种现象的原因是因为在较高的初始压力下，分子的动能更大，而对溶液的粘度影响不到，使得气体更在液相中的溶解速率更快，在另一方面N2在原油的溶解性较小，液相体积不变，而液相溶解N2的量是有限的。
由表1和表2可以看出：初始压力为30.38MPa时，N2与油样的平衡时间为15.33小时，平衡时刻的压力为23.582MPa。通过压力衰竭实验结果拟合数据可知，30.38MPa条件下N2在油样的传质系数为5.3889×10-10m2/s。
实施例3
本实施例提供利用实施例1的测量装置在高温高压条件下对CO2在油样中扩散系数的测量方法。
实验用油：某油田地层原油，地层温度140℃下原油黏度为1.42mPa·s、密度为0.642g/cm3；实验温度：模拟地层温度120℃条件下进行；CO2标准：高纯CO2，纯度为99.99％。
测量方法同实施例2，实验数据如表3、表4和图4所示，表3为CO2-原油体系压力衰竭拟合曲线参数；表4为CO2-原油体系压力衰竭拟合结果；图4为CO2-原油体系压力衰竭拟合曲线图。
表3：
表4：
| 初始压力 | 液面高度 | 平衡压力 | 平衡时间 | 平均扩散系数 |
| P<sub>1</sub>/MPa | h/m | P<sub>eq</sub>/MPa | t/h | D<sub>0</sub>/m2·s<sup>-1</sup> |
| 50.625 | 0.04 | 47.53 | 9.68 | 2.1308×10<sup>-7</sup>m2/s |
由图4可以看出：在所给定的初始压力下(50MPa)，扩散过程中，压力衰竭存在两个区域，即扩散前期的压力快速下降阶段以及扩散后期的压力趋于平缓阶段。扩散前期的压力快速下降阶段称为“潜伏期”。这是因为在扩散的前期，液相初始压力较高，而溶液中CO2浓度为零，使得初始阶段CO2在溶液中快速扩散溶解，一定时间后，压力已经下降到一定程度，且溶液中已经有一定浓度CO2，此时CO2在溶液中的溶解扩散速率逐渐缓慢，最后趋于平衡。同样，从图4可以很明显的看出，扩散初期CO2-原油体系压力较高条件下，“潜伏期”曲线的斜率大，同时，当体系压力接近或达到平衡以后，其压力衰竭的程度越低，出现这两种现象的原因是因为在较高的初始压力下，分子的动能更大，而对溶液的粘度影响不到，使得气体比在液相中的溶解速率更快，在另一方面，不同初始压力下，液相体积不变，而液相溶解CO2的量是有限的，这使得在较高的初始压力下，CO2在液相中的溶解量更大，但是最终的溶解程度反而降低。
由表3和表4可以看出：初始压力为50.625MPa时，CO2与油样的平衡时间为9.68小时，平衡时刻的压力为47.53MPa。通过压力衰竭实验结果拟合数据可知，30.38MPa条件下CO2在油样的传质系数为2.1308×10-7m2/s。本发明的装置配合计算方法降低了测量误差，拟合获得的扩散系数更加精确，结果具有实际意义。
上述实施例只为说明本发明的技术构思及特点，其目的在于让熟悉此项技术的人士能够了解本发明的内容并据以实施，并不能以此限制本发明的保护范围。凡根据本发明精神实质所作的等效变化或修饰，都应涵盖在本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种针对缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量方法，其特征在于，该测量方法是采取注入气液相扩散系数的测量装置进行的，包括以下步骤：
步骤一，利用石油醚清洗活塞中间容器、气体缓冲罐和反应釜并烘干；连接装置并通入一定压力的氮气检测气密性，待压力数据处理单元监测的压力稳定不变后，完成装置气密性检测；
步骤二，于反应釜中装入待测地层流体，并对整个装置进行抽真空处理；于活塞中间容器、气体缓冲罐中充入注入气，开启恒温箱设定温度，并使恒温箱中各容器温度达到稳定；
步骤三，先打开活塞中间容器的出口端阀门、打开气体缓冲罐的出口端阀门、关闭反应釜的入口端阀门，通过恒速恒压泵加压推动活塞中间容器活塞运动，继续向气体缓冲罐中充入注入气以增加气体缓冲罐中的注入气的压力，当监测气体缓冲罐的出口端阀门处的压力和反应釜的入口端阀门处的压力达到实验所需压力且稳定时，关闭活塞中间容器的出口端阀门，并打开反应釜的入口端阀门，气体缓冲罐中的注入气进入反应釜中进行扩散；
步骤四，利用压力传感器和恒温箱中的温度传感器记录数据变化，记录时间间隔为0.5-10min，当扩散一段时间后，如果3h内压力的变化小于5KPa时，则认为扩散已经达到平衡；
步骤五，通过压力数据处理单元处理数据，获得扩散系数；
其中，所述扩散系数符合式(1)：
其中，Pt为扩散时间为t时的扩散压力；D0为扩散系数；H为反应釜中待测离子溶液或原油的高度；t为扩散时间；Peq为扩散平衡压力；Zg为气体的压缩因子；Ceq(P)为平衡压力Peq时气体的浓度；R为理想气体常数；T为实验温度；
扩散时间为t时的扩散压力Pt符合如下式(2)计算公式，和扩散系数D0符合如下式(3)计算公式：
Pt＝a1 exp(-b1t)+a2 exp(-b2t)+c 式(2)
其中，Pt为扩散时间为t时的扩散压力；a1、a2、b1、b2、c为拟合公式中的常数值；D0为扩散系数；H为反应釜中待测离子溶液或原油的高度；
该方法还包括确定扩散的初始压力的过程，其中，扩散的初始压力符合以下公式：
注气前气体缓冲罐中的压力P0，符合如下式(4)计算公式：
气体缓冲罐与反应釜连通后的气体状态方程，如下式(5)：
P1(V0+V1)＝Z1nRT 式(5)
P1符合如下式(6)计算公式：
其中，P1为扩散初始压力；P0为气体缓冲罐中的压力；V0为气体缓冲罐的体积；V1为管线及反应釜空腔体积；Z0和Z1分别为P0和P1两个压力条件下注入气的压缩因子；R为理想气体常数；T为实验温度；n为注入气物质的量；
所述注入气液相扩散系数的测量装置包括：
恒速恒压泵、活塞中间容器、气体缓冲罐、反应釜、恒温箱和压力数据处理单元；
所述恒速恒压泵、所述活塞中间容器、所述气体缓冲罐、所述反应釜依次相连通；
所述活塞中间容器、所述气体缓冲罐和所述反应釜内置于所述恒温箱中；
所述压力数据处理单元用于采集和监测所述活塞中间容器的出口压力、所述气体缓冲罐的出口压力和所述反应釜的入口压力；
所述压力数据处理单元包括第一压力传感器、第二压力传感器、第三压力传感器和计算机；
所述计算机用于采集所述第一压力传感器、所述第二压力传感器和所述第三压力传感器的压力数据；
所述第一压力传感器用于采集和监测所述活塞中间容器的出口压力；
所述第二压力传感器用于采集和监测所述气体缓冲罐的出口压力；
所述第三压力传感器用于采集和监测所述反应釜的入口压力；
所述活塞中间容器的入口与所述恒速恒压泵相连通，所述活塞中间容器的出口处设置有第一控制阀，所述第一压力传感器设置在所述第一控制阀上；
所述气体缓冲罐的入口与所述活塞中间容器的出口相连通；所述气体缓冲罐的出口处设置有第二控制阀，所述第二压力传感器设置在所述第二控制阀上；
所述反应釜的入口与所述气体缓冲罐的出口相连通；所述反应釜的入口处设置有第三控制阀，所述第三压力传感器设置在所述第三控制阀上。
2.根据权利要求1所述的测量方法，其特征在于：所述注入气包括氮气、二氧化碳和C1-C4气态烃类中的一种或多种。
3.根据权利要求2所述的测量方法，其特征在于：所述地层流体包括离子液体和/或原油。
4.根据权利要求1所述的测量方法，其特征在于：所述活塞中间容器、所述气体缓冲罐和所述反应釜均为耐高温高压装置；耐高温150℃以上，耐高压50MPa以上。
5.根据权利要求1所述的测量方法，其特征在于：所述反应釜容积为200mL。
6.根据权利要求1所述的测量方法，其特征在于：所述活塞中间容器的出口与所述气体缓冲罐的入口相连通的管路上设置有单向阀；所述单向阀用于控制所述活塞中间容器中的气体仅单向流入至所述气体缓冲罐中。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910226053.8A CN109883891B (zh) | 2019-03-25 | 2019-03-25 | 针对缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量装置及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910226053.8A CN109883891B (zh) | 2019-03-25 | 2019-03-25 | 针对缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量装置及方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109883891A CN109883891A (zh) | 2019-06-14 |
| CN109883891B true CN109883891B (zh) | 2020-03-27 |
Family
ID=66933974
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910226053.8A Expired - Fee Related CN109883891B (zh) | 2019-03-25 | 2019-03-25 | 针对缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量装置及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109883891B (zh) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111665164B (zh) * | 2019-03-05 | 2023-07-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 测定co2在油水间传质系数的实验装置、系统及方法 |
| CN111707582B (zh) * | 2020-06-24 | 2023-09-26 | 常州大学 | 一种测量co2在油藏中扩散系数的实验装置 |
| CN114166696B (zh) * | 2020-09-11 | 2023-08-18 | 中国科学院大连化学物理研究所 | 一种分子筛催化剂扩散性质评价方法 |
| CN114320248A (zh) * | 2020-09-28 | 2022-04-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油藏弹性能模拟装置、构建方法和吞吐模拟系统 |
| CN112630090B (zh) * | 2020-12-08 | 2022-09-06 | 中国石油大学(华东) | 一种考虑稠油体积膨胀的甲烷-二氧化碳-丙烷混合气扩散系数的计算方法 |
| CN113075093B (zh) * | 2021-03-29 | 2022-09-23 | 青岛科技大学 | 一种非常温非常压条件下气相组分相互扩散系数测量装置的测量方法 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102121891A (zh) * | 2010-12-16 | 2011-07-13 | 西南石油大学 | 高温高压多组分油气体系分子扩散系数的测试装置及方法 |
| CN102644459B (zh) * | 2012-04-05 | 2014-07-16 | 西南石油大学 | 多组分气液体系在岩心中分子扩散系数的测定装置及方法 |
| CN102809526B (zh) * | 2012-08-27 | 2014-04-16 | 中国石油大学(华东) | 一种测量二氧化碳在饱和油岩心中扩散系数的方法 |
| CN205607605U (zh) * | 2016-03-25 | 2016-09-28 | 中国华电科工集团有限公司 | 一种清洁打压检测试验台 |
| CN106644871B (zh) * | 2016-09-12 | 2019-03-26 | 中国石油大学(华东) | 超临界二氧化碳压裂液对油气储层渗流影响评价装置与方法 |
| CN108362614B (zh) * | 2018-01-19 | 2020-03-27 | 中国石油大学(华东) | 测量页岩油二氧化碳吞吐过程中扩散系数的装置及方法 |
-
2019
- 2019-03-25 CN CN201910226053.8A patent/CN109883891B/zh not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109883891A (zh) | 2019-06-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109883891B (zh) | 针对缝洞型油藏的注入气液相扩散系数的测量装置及方法 | |
| Chabab et al. | Measurements and predictive models of high-pressure H2 solubility in brine (H2O+ NaCl) for underground hydrogen storage application | |
| Geffen et al. | Experimental investigation of factors affecting laboratory relative permeability measurements | |
| CN103645126B (zh) | 地层高温高压气水相渗曲线测定方法 | |
| CN102644459A (zh) | 多组分气液体系在岩心中分子扩散系数的测定装置及方法 | |
| US7779672B2 (en) | Method and device for measuring the minimum miscibility pressure of two phases | |
| CN104775809B (zh) | 一种水溶气藏开发模拟实验系统及方法 | |
| CN104297126A (zh) | 低渗透储层气体渗流启动压力梯度测量装置及测量方法 | |
| CN104007041B (zh) | 煤层硫化氢含量测定装置 | |
| CN205826624U (zh) | 一种长岩心烃气驱实验装置 | |
| CN109085104B (zh) | 一种致密气藏的气体相对渗透率的确定方法 | |
| CN104502236B (zh) | 一种测量co2从水相向油相扩散过程中扩散系数和平衡浓度的方法 | |
| CN108153944A (zh) | 一种应力敏感储层产水气井天然气单井控制储量确定方法 | |
| CN111638158A (zh) | 一种基于电容法的致密砂岩气水相渗测试装置及方法 | |
| CN203929719U (zh) | 煤层硫化氢含量测定装置 | |
| Smith | Determining friction factors for measuring productivity of gas wells | |
| CN106814177B (zh) | 一种气体在超稠油中物性参数的测试装置和方法 | |
| CN113433050B (zh) | 一种高温高压气-水-液硫三相相渗测试装置及方法 | |
| Keliu et al. | A quantitative model for evaluating the impact of volatile oil non-equilibrium phase transition on degassing | |
| CN210037534U (zh) | 一种超高温超高压稳态气水相渗测试装置 | |
| CN113834762A (zh) | 一种气水相对渗透率曲线的测定方法及系统 | |
| CN204631007U (zh) | 残存瓦斯含量测定真空系统 | |
| CN117607005B (zh) | 一种测定岩石启动压力梯度的方法 | |
| CN110132797A (zh) | 一种用于测量化学剂在岩心中扩散系数的实验装置及方法 | |
| Bachu et al. | Factors affecting the chromatographic partitioning of CO2 and H2S injected into a water-saturated porous medium |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20221111 Address after: 100027 Chaoyangmen North Street, Chaoyang District, Chaoyang District, Beijing Patentee after: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp. Patentee after: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL CORPORATION EXPLORATION & PRODUCTION Research Institute Address before: 102249 Beijing city Changping District Road No. 18 Patentee before: China University of Petroleum (Beijing) Patentee before: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL CORPORATION EXPLORATION & PRODUCTION Research Institute |
|
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20200327 |