CN110529100A - 高温高压井筒结盐物理模拟装置及其模拟方法 - Google Patents
高温高压井筒结盐物理模拟装置及其模拟方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110529100A CN110529100A CN201910835807.XA CN201910835807A CN110529100A CN 110529100 A CN110529100 A CN 110529100A CN 201910835807 A CN201910835807 A CN 201910835807A CN 110529100 A CN110529100 A CN 110529100A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- valve
- pressure
- way valve
- pump
- intermediate receptacle
- 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.)
- Granted
Links
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title claims abstract description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 83
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 56
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 45
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 42
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000013383 initial experiment Methods 0.000 claims description 26
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 14
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 claims description 12
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims description 11
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 claims description 8
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 5
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 3
- 229910000856 hastalloy Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims 1
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 abstract description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 description 1
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 1
- 238000007788 roughening Methods 0.000 description 1
- 229910052594 sapphire Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010980 sapphire Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 1
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005341 toughened glass Substances 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
本发明提供一种高温高压井筒结盐物理模拟装置及其模拟方法，包括天然气瓶、减压阀、增压泵、第一至第四数字压力计、第一至第四闸阀、第一耐高压活塞式中间容器、第二耐高压活塞式中间容器、第一恒速恒压泵、第二恒速恒压泵、耐高压中间容器、第一四通阀、第二四通阀、第一试管、第二试管、第一天平、第二天平、第一气体计量器、第二气体计量器、真空压力计、真空泵、六通阀、废液回收罐、恒温箱、固相分离器、量筒和计算机。本发明能够较好地模拟井筒沿程压力和温度变化，以及天然气对地层水蒸发能力的变化；同时，该物理模拟装置还能够模拟不同井深、不同井底温度与压力、不同流体流量以及不同气液比条件下对气井井筒结盐的影响。
Description
技术领域
本发明属于石油、天然气工程技术领域，更为具体地，涉及一种适用于涉及一种适用于高矿化度地层水气井的井筒内结盐条件、结盐规律及结盐机理的物理模拟装置及其模拟方法。
背景技术
天然气是化石燃料中最为清洁的能源，高热值、无杂质，可有效改善大气雾霾等问题，具有显著的环境友好性。对于存在高矿化度地层水的气藏，在生产过程中，高矿度地层水会侵入气藏，进而通过气井被采出地面。在天然气和地层水从气井井底被举升到地面的过程中，由于气井井筒内流体温度、压力沿井筒沿程均降低，致使不同井筒沿程的天然气—地层水动态平衡也发生着剧烈变化。从井底到地面，液相地层水被不断蒸发到气相中，高矿化度的地层水中水量减少、盐浓度升高，导致气井出现井筒结盐现象，甚至盐堵现象。这将导致气井产能降低及停产，严重影响气藏开发的经济效益和对下游用户的平稳供气。此外，井筒结盐和盐堵后，需要采用大量的清水清洗井筒，洗井后的污水必须经过严格处理直至达标才能回注地层。这将造成大量的水资源和能源浪费，进一步加大企业生产成本。因此，通过物理模拟实验弄清气井井筒的结盐规律，明确气井井筒结盐条件，揭示气井井筒结盐机理对气井井筒结盐防控治理和实现油气企业的节能降耗减排至关重要。由于气井的实际井深一般在都千米级，因此实现井筒物理模拟是当前研究的一大难点，特别是对井筒压力降(包括水头和摩阻)以及井筒温度降的物理模拟。因此，亟待设计建立一种高温高压井筒结盐物理模拟装置，以正确反映井筒内气-液-固三相流动、地层水蒸发和盐沉积的规律。
发明内容
鉴于上述问题，本发明的目的是提供一种高温高压井筒结盐物理模拟装置及其模拟方法，特别适用于研究气井井筒的结盐规律、结盐条件及结盐机理。
本发明提供的高温高压井筒结盐物理模拟装置，包括六通阀，六通阀的a阀门通过第三闸阀与装满地层水的第二耐高压活塞式中间容器连通，第二耐高压活塞式中间容器的活塞通过第二恒速恒压泵进行驱替，第二恒速恒压泵通过数据线与计算机连接；六通阀的b阀门与第一四通阀的b阀门连通，第一四通阀的a阀门与放置在第一天平上的装有干燥剂的第一试管连通，第一试管连接有第一气体计量器，第一四通阀的d阀门与第二数字压力计连接，第一四通阀的c阀门与用于装蒸馏水的耐高压中间容器连通，耐高压中间容器通过第二闸阀与用于装天然气的第一耐高压活塞式中间容器连通，第一耐高压活塞式中间容器的活塞通过第一恒速恒压泵进行驱替，第一恒速恒压泵通过数据线与计算机连接；第一耐高压活塞式中间容器依次通过第一闸阀、第一数字压力计、增压泵、减压阀与装有天然气的天然气瓶连通；六通阀的c阀门依次连接有真空压力计和真空泵；六通阀的d阀门与具有至少两层通过绝热板隔开的恒温箱连通；六通阀的e阀门与废液回收罐连通；六通阀的f阀门与第三数字压力计连接；恒温箱依次通过第四闸阀、固相分离器与量筒连通，量筒与第二四通阀的a阀门连通，第二四通阀的c阀门与第四数字压力计连接，第二四通阀的d阀门连接有第二气体计量器，第二四通阀的b阀门与放置在第二天平上的装有干燥剂的第二试管连通，第二试管连接有第三气体计量器。
此外，优选的结构是，在恒温箱内设置有穿过每一层的模拟井筒，在每一层的边缘共同连接一条线性滑动导轨，在线性滑动导轨上滑动连接有滑块，在滑块上固定有与计算机连接的高速摄像机，恒温箱的每一层通过温度控制器进行温度调节，恒温箱的每一层配有一个观察窗，模拟井筒穿过每一层的观察窗后进入到另一层，且模拟井筒的一端与六通阀的d阀门连通，模拟井筒的另一端与第四闸阀连通。
另外，优选的结构是，在每一层的模拟井筒上设置有井筒水头模拟装置和压力传感器，井筒水头模拟装置包括压力跟踪泵和动力阀，压力跟踪泵与压力传感器分别通过信号转接器与计算机连接，动力阀的一端与压力跟踪泵连接，另一端与压力传感器连接。
再者，优选的结构是，模拟井筒为内壁粗糙化的哈氏合金管。
本发明提供的高温高压井筒结盐物理模拟装置的模拟方法，包括：
步骤S1：气瓶1中天然气7-2通过减压阀2恒压进入增压泵3，并增压至初始实验压力p1储存在中间容器6-1中待用；中间容器13装满蒸馏水12待用；中间容器6-2装满地层水10，并利用恒速恒压泵11-2增压至初始实验压力p1；
步骤S2：根据图1连接各个装置与仪器，并检验气密性，将第一天平18-1、第二天平18-2、第一气体计量器19-1、第二气体计量器19-2、第三气体计量器19-3调零，通过温度控制器25设置恒温箱28内各层的温度，底层为初始实验温度T1，每上升一层温度降低3℃；
步骤S3：打开第一四通阀14-1的a、b阀门，打开六通阀22的b、c、d阀门，通过真空泵21抽真空，确保实验过程隔绝空气；
步骤S4：关闭第一四通阀14-1的b阀门，打开第一四通阀的d阀门、第二闸阀5-2，通过第一恒速恒压泵11-1在初始实验压力p1下驱替第一耐高压活塞式中间容器6-1的活塞8，在驱替1min后，通过第一天平18-1记录第一试管17-1内蒸馏水的质量m1以及通过第一气体计量器19-1记录第一试管17-1内天然气的体积V1，计算初始实验压力p1下初始水气比WGR1，测试完成后停泵关闭所有阀门；
步骤S5：设置压力传感器33和水头模拟装置34间的压差，压差计算公式为：
压差Δp＝ρm×G×100；
ρm＝ρg×β+ρw×(1-β)；
β＝Gg/(Gw+Gg)；
式中，G为重力加速度，ρm气水混合物密度，kg/m3；ρg初始实验条件天然气密度，kg/m3；ρw初始实验条件地层水密度kg/m3；β气水混合物质量含气率；Gg天然气质量流量，g/s；Gw地层水质量流量，g/s；
步骤S6：打开第一四通阀14-1的b、c、d阀门，打开第二四通阀14-2的a、b、c阀门，打开六通阀22的a、b、d、f阀门，打开第二闸阀5-2、第三闸阀5-3、第四闸阀5-4，分别采用第一恒压恒速泵11-1、第二恒压恒速泵11-2以初始实验压力将第一耐高压活塞式中间容器6-1中的天然气7-1、第二耐高压活塞式中间容器6-2中的地层水10泵入到恒温箱28的模拟井筒内，通过高速摄像机26实时监测记录观察窗24中的结盐情况，待实验压力较稳定时，关闭第二四通阀14-2的d阀门同时打开b阀门，按照步骤S4中方法测试井筒流体举升恒温箱28的顶层后的水气比WGR2；
步骤S7：停止该阶段实验，打开六通阀22的d阀门，放空该阶段实验流程中的流体；
步骤S8：以井筒水头模拟装置34-5处的温度、压力为基础，设置第二阶段实验初始压力和恒温箱28内各层的温度，重复步骤S5、S6、S7，直至实验条件达到井口条件，结束实验，放空、清洗管线。
利用上述本发明提供的高温高压井筒结盐物理模拟装置及其模拟方法，能够较好地模拟井筒沿程压力和温度变化，以及天然气对地层水蒸发能力的变化；同时，该物理模拟装置还能够模拟不同井深、不同井底温度与压力、不同流体流量以及不同气液比条件下对气井井筒结盐的影响。
附图说明
通过参考以下结合附图的说明及权利要求书的内容，并且随着对本发明的更全面理解，本发明的其它目的及结果将更加明白及易于理解。在附图中：
图1为根据本发明实施例的高温高压井筒结盐物理模拟装置的结构示意图；
图2为根据本发明实施例的恒温箱的内部结构示意图；
图3为根据本发明实施例的井筒水头模拟装置的结构示意图；
图4为根据本发明实施例的模拟井筒的结构示意图。
其中的附图标记包括：天然气瓶1、减压阀2、增压泵3、第一数字压力计4-1、第二数字压力计4-2、第三数字压力计4-3、第四数字压力计4-4、第一闸阀5-1、第二闸阀5-2、第三闸阀5-3、第四闸阀5-4、第一耐高压活塞式中间容器6-1、第二耐高压活塞式中间容器6-2、天然气7、活塞8、顶替液9、地层水10、第一恒速恒压泵11-1、第二恒速恒压泵11-2、蒸馏水12、耐高压中间容器13、第一四通阀14-1、第二四通阀14-2、橡胶塞15、干燥剂16、第一试管17-1、第二试管17-2、第一天平18-1、第二天平18-2、第一气体计量器19-1、第二气体计量器19-2、第三气体计量器19-3、真空压力计20、真空泵21、六通阀22、废液回收罐23、观察窗24、温度控制器25、线性滑动导轨26、高速摄像机27、恒温箱28、固相分离器29、信号转接器30、量筒31、计算机32、压力传感器33、井筒水头模拟装置34、压力跟踪泵35、动力阀36、绝热板37、模拟井筒38。
在所有附图中相同的标号指示相似或相应的特征或功能。
具体实施方式
以下将结合附图对本发明的具体实施例进行详细描述。
图1示出了根据本发明实施例的高温高压井筒结盐物理模拟装置的结构。
如图1所示，本发明实施例提供的高温高压井筒结盐物理模拟装置，包括：天然气瓶1、减压阀2、增压泵3、第一数字压力计4-1、第二数字压力计4-2、第三数字压力计4-3、第四数字压力计4-4、第一闸阀5-1、第二闸阀5-2、第三闸阀5-3、第四闸阀5-4、第一耐高压活塞式中间容器6-1、第二耐高压活塞式中间容器6-2、第一恒速恒压泵11-1、第二恒速恒压泵11-2、耐高压中间容器13、第一四通阀14-1、第二四通阀14-2、第一试管17-1、第二试管17-2、第一天平18-1、第二天平18-2、第一气体计量器19-1、第二气体计量器19-2、真空压力计20、真空泵21、六通阀22、废液回收罐23、恒温箱28、固相分离器29、量筒31和计算机32，六通阀22包括六个阀门，分别为a-f，六通阀22的a阀门通过第三闸阀5-3与装满地层水10的第二耐高压活塞式中间容器6-2连通；六通阀22的b阀门与第一四通阀14-1的b阀门连通，第一四通阀14-1的a阀门与装有干燥剂16的第一试管17-1连通，干燥剂16可以为无水硅胶等干燥剂，用于对第一试管17-1内的天然气进行干燥，第一试管17-1放置在第一天平18-1上，第一天平18-1用于记录第一试管17-1内的蒸馏水12的质量；第一试管17-1连接有第一气体计量器19-1，用于记录第一试管17-1内的天然气体积；第一四通阀4-1的d阀门与第二数字压力计4-2连接，第一四通阀4-1的c阀门与用于装蒸馏水12的耐高压中间容器13连通，耐高压中间容器13通过第二闸阀5-2与装有天然气7的第一耐高压活塞式中间容器6-1连通，第一耐高压活塞式中间容器6-1与第二耐高压活塞式中间容器6-2均安装有活塞8，在第一耐高压活塞式中间容器6-1内的活塞8的上方填满有天然气，在活塞8的下方填充有顶替液9，顶替液9用于顶替活塞8传递压力，在第二耐高压活塞式中间容器6-2内的活塞8的上方填满有地层水10，在活塞8的下方填充有顶替液9；第一恒速恒压泵11-1与第二恒速恒压泵11-2分别通过数据线与计算机32连接，第一恒速恒压泵11-1用于驱替第一耐高压活塞式中间容器6-1内的活塞8，第二恒速恒压泵11-2用于驱替第二耐高压活塞式中间容器6-2内的活塞8；第一耐高压活塞式中间容器6-1依次通过第一闸阀5-1、第一数字压力计4-1、增压泵3、减压阀2与装有天然气7的天然气瓶1连通，天然气瓶1中的天然气7通过减压阀2恒压进入增压泵3，并增压至初始实验压力p1后储存在第一耐高压活塞式中间容器6-1中待用；六通阀的c阀门依次连接有真空压力计20和真空泵21，真空压力计20用于监测压力大小，真空泵21用于对六通阀22的b、c、d阀门抽真空；六通阀22的d阀门与恒温箱28连通，恒温箱28用于实现井筒压力降(包括水头和摩阻)以及井筒温度降的物理模拟；六通阀22的e阀门与废液回收罐23连通，废液回收罐23用于收集废液；六通阀22的f阀门与第三数字压力计4-3连接。
图2示出了根据本发明实施例的恒温箱的内部结构。
如图2所示，恒温箱22的内部空间通过多块绝热板37隔开，隔开的每一层的温度均不同，最底层模拟地层，假设地层的初始实验温度T1，则每上升一层温度降低3℃(地温梯度：3℃/100m，恒温箱22内每一层代表流体举升100m)，恒温箱22的每一层的温度分别通过温度控制器25进行调节，在恒温箱22内设置有穿过每一层的模拟井筒38，模拟井筒38用于模拟实际井筒的沿程压力，在每一层的边缘共同连接一条线性滑动导轨26，在线性滑动导轨26上滑动连接有滑块，在滑块上固定有与计算机32连接的高速摄像机27，高速摄像机27能够沿着线性滑动导轨26上下滑动，记录恒温箱22每一层的数据，恒温箱22的每一层配有一个观察窗24，模拟井筒38穿过每一层的观察窗24后进入到另一层，高速摄像机27通过每一层的观察窗24实时监测记录模拟井筒38的结盐情况，观察窗24为蓝宝石、石英、钢化玻璃等耐温耐压产品。
本发明将恒温箱22设置为多层独立结构的目的是为了模拟实际井筒中井深与温度的变化，实际井筒通常几千米，室内试验装置不可能模拟几千米的井筒，因此，本发明采用分段模拟的方法实现整个井筒长度的模拟，图2示出了500的井深，如进行四次模拟就能模拟出2000井深的井筒，越接近地表井筒内流体的温度越低，越接近井底井筒内流体的温度越高，因此，将恒温箱22的每一层设计为独立的层结构，从下向上，每一层的温度逐渐降低。
流体沿井筒上升不止温度发生改变，压力也随流体沿程发生改变，本发明通过在每一层的模拟井筒38上设置井筒水头模拟装置34和压力传感器33来模拟压力的变化。
图3示出了根据本发明实施例的井筒水头模拟装置的结构。
如图3所示，井筒水头模拟装置34包括压力跟踪泵35和动力阀36，压力跟踪泵35与压力传感器33分别通过信号转接器30与计算机32连接，动力阀35的一端与压力跟踪泵35连接，另一端与压力传感器33连接。
图4示出了根据本发明实施例的模拟井筒的结构。
如图4所示，为了增大井筒的摩阻系数，减少井筒的长度，将模拟井筒38的内壁进行粗糙化处理，模拟井筒38优选为哈氏合金管，在一个具体实施方式中，模拟井筒38的内径为3.8mm，外径为6.3mm。
回到图1，模拟井筒38的一端与六通阀22的d阀门连通，模拟井筒38的另一端依次通过第四闸阀5-4、固相分离器29与量筒31连通，从恒温箱28出来的流体经过固相分离器29的分离后流体进入到量筒31内，量筒31与第二四通阀14-2的a阀门连通，由于天然气的密度小于水的密度，天然气会从量筒31流入到第二四通阀14-2，第二四通阀14-2的c阀门与第四数字压力计4-4连接，第二四通阀14-2的d阀门连接有第二气体计量器19-2，第二气体计量器19-2用于记录流经第二四通阀14-2的天然气的体积，第二四通阀14-2的b阀门与装有干燥剂16的第二试管17-2连通，天然气流入到第二试管17-2内，干燥剂16用于对第二试管17-2内的天然气进行干燥，第二试管17-2放置在第二天平18-2上，第二天平18-2用于记录第二试管17-2内的蒸馏水12的质量，第二试管17-2连接有第三气体计量器19-3，用于记录干燥后的天然气的体积。
在第一试管17-1、第二试管17-2和量筒31的瓶口处分别塞紧有橡胶塞15，防止天然气扩散到外部空气中。
上述内容详细说明了本发明提供的高温高压井筒结盐物理模拟装置的结构，与上述高温高压井筒结盐物理模拟装置相对应，本发明还提供一种高温高压井筒结盐物理模拟装置的模拟方法，该方法包括如下步骤：
步骤S1：气瓶1中天然气7-2通过减压阀2恒压进入增压泵3，并增压至初始实验压力p1储存在中间容器6-1中待用；中间容器13装满蒸馏水12待用；中间容器6-2装满地层水10，并利用恒速恒压泵11-2增压至初始实验压力p1。
步骤S2：根据图1连接各个装置与仪器，并检验气密性，将第一天平18-1、第二天平18-2、第一气体计量器19-1、第二气体计量器19-2、第三气体计量器19-3调零，通过温度控制器25设置恒温箱28内各层的温度，底层为初始实验温度T1，每上升一层温度降低3℃(地温梯度：3℃/100m，恒温箱每一层代表流体举升100m)。
步骤S3：打开第一四通阀14-1的a、b阀门，打开六通阀22的b、c、d阀门，通过真空泵21抽真空，确保实验过程隔绝空气，保证实验安全。
步骤S4：关闭第一四通阀14-1的b阀门，打开第一四通阀的d阀门、第二闸阀5-2，通过第一恒速恒压泵11-1在初始实验压力p1下驱替第一耐高压活塞式中间容器6-1的活塞8，在驱替1min后，通过第一天平18-1记录第一试管17-1内蒸馏水的质量m1(单位：g)以及通过第一气体计量器19-1记录第一试管17-1内天然气的体积V1(单位：mL)，计算初始实验压力p1下初始水气比WGR1，测试完成后停泵关闭所有阀门。
步骤S5：设置压力传感器33和水头模拟装置34间的压差，压差计算公式为：
压差Δp＝ρm×G×100(米)；
ρm＝ρg×β+ρw×(1-β)；
β＝Gg/(Gw+Gg)；
式中，G为重力加速度，ρm气水混合物密度，kg/m3；ρg初始实验条件天然气密度，kg/m3；ρw初始实验条件地层水密度kg/m3；β气水混合物质量含气率；Gg天然气质量流量，g/s；Gw地层水质量流量，g/s。
步骤S6：打开第一四通阀14-1的b、c、d阀门，打开第二四通阀14-2的a、b、c阀门，打开六通阀22的a、b、d、f阀门，打开第二闸阀5-2、第三闸阀5-3、第四闸阀5-4，分别采用第一恒压恒速泵11-1、第二恒压恒速泵11-2以初始实验压力将第一耐高压活塞式中间容器6-1中的天然气7-1、第二耐高压活塞式中间容器6-2中的地层水10泵入到恒温箱28的模拟井筒内，通过高速摄像机26实时监测记录观察窗24中的结盐情况，待实验压力较稳定时，关闭第二四通阀14-2的d阀门同时打开b阀门，按照步骤S4中方法测试井筒流体举升500m后的水气比WGR2。
步骤S7：停止该阶段实验，打开六通阀22的d阀门，放空该阶段实验流程中的流体。
步骤S8：以井筒水头模拟装置34-5处的温度、压力为基础，设置第二阶段实验初始压力和恒温箱28内各层的温度，重复步骤S5、S6、S7，直至实验条件达到井口条件，结束实验，放空、清洗管线。
以上，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求的保护范围为准。
Claims (5)
1.一种高温高压井筒结盐物理模拟装置，其特征在于，包括六通阀，所述六通阀的a阀门通过第三闸阀与装满地层水的第二耐高压活塞式中间容器连通，所述第二耐高压活塞式中间容器的活塞通过第二恒速恒压泵进行驱替，所述第二恒速恒压泵通过数据线与计算机连接；所述六通阀的b阀门与第一四通阀的b阀门连通，所述第一四通阀的a阀门与放置在第一天平上的装有干燥剂的第一试管连通，所述第一试管连接有第一气体计量器，所述第一四通阀的d阀门与第二数字压力计连接，所述第一四通阀的c阀门与用于装蒸馏水的耐高压中间容器连通，所述耐高压中间容器通过第二闸阀与用于装天然气的第一耐高压活塞式中间容器连通，所述第一耐高压活塞式中间容器的活塞通过第一恒速恒压泵进行驱替，所述第一恒速恒压泵通过数据线与计算机连接；所述第一耐高压活塞式中间容器依次通过第一闸阀、第一数字压力计、增压泵、减压阀与装有天然气的天然气瓶连通；所述六通阀的c阀门依次连接有真空压力计和真空泵；所述六通阀的d阀门与具有至少两层通过绝热板隔开的恒温箱连通；所述六通阀的e阀门与废液回收罐连通；所述六通阀的f阀门与第三数字压力计连接；所述恒温箱依次通过第四闸阀、固相分离器与量筒连通，所述量筒与第二四通阀的a阀门连通，所述第二四通阀的c阀门与第四数字压力计连接，所述第二四通阀的d阀门连接有第二气体计量器，所述第二四通阀的b阀门与放置在第二天平上的装有干燥剂的第二试管连通，所述第二试管连接有第三气体计量器。
2.如权利要求1所述的高温高压井筒结盐物理模拟装置，其特征在于，在所述恒温箱内设置有穿过每一层的模拟井筒，在每一层的边缘共同连接一条线性滑动导轨，在所述线性滑动导轨上滑动连接有滑块，在所述滑块上固定有与所述计算机连接的高速摄像机，所述恒温箱的每一层通过温度控制器进行温度调节，所述恒温箱的每一层配有一个观察窗，所述模拟井筒穿过每一层的观察窗后进入到另一层，且所述模拟井筒的一端与所述六通阀的d阀门连通，所述模拟井筒的另一端与所述第四闸阀连通。
3.如权利要求2所述的高温高压井筒结盐物理模拟装置，其特征在于，在每一层的模拟井筒上设置有井筒水头模拟装置和压力传感器，所述井筒水头模拟装置包括压力跟踪泵和动力阀，所述压力跟踪泵与所述压力传感器分别通过信号转接器与所述计算机连接，所述动力阀的一端与所述压力跟踪泵连接，另一端与所述压力传感器连接。
4.如权利要求2所述的高温高压井筒结盐物理模拟装置，其特征在于，所述模拟井筒为内壁粗糙化的哈氏合金管。
5.一种高温高压井筒结盐物理模拟装置的模拟方法，包括：
步骤S1：气瓶1中天然气7-2通过减压阀2恒压进入增压泵3，并增压至初始实验压力p1储存在中间容器6-1中待用；中间容器13装满蒸馏水12待用；中间容器6-2装满地层水10，并利用恒速恒压泵11-2增压至初始实验压力p1；
步骤S2：根据图1连接各个装置与仪器，并检验气密性，将第一天平18-1、第二天平18-2、第一气体计量器19-1、第二气体计量器19-2、第三气体计量器19-3调零，通过温度控制器25设置恒温箱28内各层的温度，底层为初始实验温度T1，每上升一层温度降低3℃；
步骤S3：打开第一四通阀14-1的a、b阀门，打开六通阀22的b、c、d阀门，通过真空泵21抽真空，确保实验过程隔绝空气；
步骤S4：关闭第一四通阀14-1的b阀门，打开第一四通阀的d阀门、第二闸阀5-2，通过第一恒速恒压泵11-1在初始实验压力p1下驱替第一耐高压活塞式中间容器6-1的活塞8，在驱替1min后，通过第一天平18-1记录第一试管17-1内蒸馏水的质量m1以及通过第一气体计量器19-1记录第一试管17-1内天然气的体积V1，计算初始实验压力p1下初始水气比WGR1，测试完成后停泵关闭所有阀门；
步骤S5：设置压力传感器33和水头模拟装置34间的压差，压差计算公式为：
压差Δp＝ρm×G×100；
ρm＝ρg×β+ρw×(1-β)；
β＝Gg/(Gw+Gg)；
式中，G为重力加速度，ρm气水混合物密度，kg/m3；ρg初始实验条件天然气密度，kg/m3；ρw初始实验条件地层水密度kg/m3；β气水混合物质量含气率；Gg天然气质量流量，g/s；Gw地层水质量流量，g/s；
步骤S6：打开第一四通阀14-1的b、c、d阀门，打开第二四通阀14-2的a、b、c阀门，打开六通阀22的a、b、d、f阀门，打开第二闸阀5-2、第三闸阀5-3、第四闸阀5-4，分别采用第一恒压恒速泵11-1、第二恒压恒速泵11-2以初始实验压力将第一耐高压活塞式中间容器6-1中的天然气7-1、第二耐高压活塞式中间容器6-2中的地层水10泵入到恒温箱28的模拟井筒内，通过高速摄像机26实时监测记录观察窗24中的结盐情况，待实验压力较稳定时，关闭第二四通阀14-2的d阀门同时打开b阀门，按照步骤S4中方法测试井筒流体举升恒温箱28的顶层后的水气比WGR2；
步骤S7：停止该阶段实验，打开六通阀22的d阀门，放空该阶段实验流程中的流体；
步骤S8：以井筒水头模拟装置34-5处的温度、压力为基础，设置第二阶段实验初始压力和恒温箱28内各层的温度，重复步骤S5、S6、S7，直至实验条件达到井口条件，结束实验，放空、清洗管线。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910835807.XA CN110529100B (zh) | 2019-09-05 | 2019-09-05 | 高温高压井筒结盐物理模拟装置及其模拟方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910835807.XA CN110529100B (zh) | 2019-09-05 | 2019-09-05 | 高温高压井筒结盐物理模拟装置及其模拟方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110529100A true CN110529100A (zh) | 2019-12-03 |
| CN110529100B CN110529100B (zh) | 2020-06-02 |
Family
ID=68667227
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910835807.XA Active CN110529100B (zh) | 2019-09-05 | 2019-09-05 | 高温高压井筒结盐物理模拟装置及其模拟方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110529100B (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113109546A (zh) * | 2021-04-20 | 2021-07-13 | 西南石油大学 | 一种预测地下储气库储层干化结盐范围的实验装置及方法 |
| CN113391050A (zh) * | 2021-06-28 | 2021-09-14 | 西南石油大学 | 一种用于分层模拟水合物成藏过程的实验装置及方法 |
| CN113504171A (zh) * | 2021-07-13 | 2021-10-15 | 西南石油大学 | 一种测量储层结盐伤害及溶盐剂效果评价的装置及方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101560880A (zh) * | 2009-05-15 | 2009-10-21 | 中国石油大学(华东) | 超临界井筒多相流动实验装置 |
| US20160357888A1 (en) * | 2014-11-20 | 2016-12-08 | Guangzhou Institute Of Energy Conversion, Chinese Academy Of Sciences | Simulation experiment system and simulation method of entire natural gas hydrate exploitation process |
| CN106894810A (zh) * | 2017-02-22 | 2017-06-27 | 中国石油大学(华东) | 深水气井测试期间水合物沉积规律的监测装置及方法 |
| CN107656036A (zh) * | 2017-11-15 | 2018-02-02 | 西南石油大学 | 一种高温高压动态封缝堵气效果评价实验装置及其评价方法 |
| CN108086960A (zh) * | 2017-12-12 | 2018-05-29 | 大连理工大学 | 一种水流侵蚀法天然气水合物开采实验模拟方法与装置 |
| CN108489565A (zh) * | 2018-03-20 | 2018-09-04 | 西南石油大学 | 一种安全快捷的气液比精确测定方法 |
| CN109632614A (zh) * | 2018-12-05 | 2019-04-16 | 中国石油大学(华东) | 一种气藏防砂筛管动态腐蚀模拟装置、模拟方法及防砂筛管动态腐蚀性能评价方法 |
-
2019
- 2019-09-05 CN CN201910835807.XA patent/CN110529100B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101560880A (zh) * | 2009-05-15 | 2009-10-21 | 中国石油大学(华东) | 超临界井筒多相流动实验装置 |
| US20160357888A1 (en) * | 2014-11-20 | 2016-12-08 | Guangzhou Institute Of Energy Conversion, Chinese Academy Of Sciences | Simulation experiment system and simulation method of entire natural gas hydrate exploitation process |
| CN106894810A (zh) * | 2017-02-22 | 2017-06-27 | 中国石油大学(华东) | 深水气井测试期间水合物沉积规律的监测装置及方法 |
| CN107656036A (zh) * | 2017-11-15 | 2018-02-02 | 西南石油大学 | 一种高温高压动态封缝堵气效果评价实验装置及其评价方法 |
| CN108086960A (zh) * | 2017-12-12 | 2018-05-29 | 大连理工大学 | 一种水流侵蚀法天然气水合物开采实验模拟方法与装置 |
| CN108489565A (zh) * | 2018-03-20 | 2018-09-04 | 西南石油大学 | 一种安全快捷的气液比精确测定方法 |
| CN109632614A (zh) * | 2018-12-05 | 2019-04-16 | 中国石油大学(华东) | 一种气藏防砂筛管动态腐蚀模拟装置、模拟方法及防砂筛管动态腐蚀性能评价方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 汤勇等: "考虑地层水存在的高温高压凝析气藏相态研究", 《西安石油大学学报(自然科学版)》 * |
| 王彬: "气田近井地带高矿化度地层水蒸发和结盐规律研究", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技Ⅰ辑》 * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113109546A (zh) * | 2021-04-20 | 2021-07-13 | 西南石油大学 | 一种预测地下储气库储层干化结盐范围的实验装置及方法 |
| CN113109546B (zh) * | 2021-04-20 | 2022-02-08 | 西南石油大学 | 一种预测地下储气库储层干化结盐范围的实验装置及方法 |
| CN113391050A (zh) * | 2021-06-28 | 2021-09-14 | 西南石油大学 | 一种用于分层模拟水合物成藏过程的实验装置及方法 |
| CN113391050B (zh) * | 2021-06-28 | 2023-12-12 | 西南石油大学 | 一种用于分层模拟水合物成藏过程的实验装置及方法 |
| CN113504171A (zh) * | 2021-07-13 | 2021-10-15 | 西南石油大学 | 一种测量储层结盐伤害及溶盐剂效果评价的装置及方法 |
| CN113504171B (zh) * | 2021-07-13 | 2024-04-16 | 西南石油大学 | 一种测量储层结盐伤害及溶盐剂效果评价的装置及方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN110529100B (zh) | 2020-06-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110529100A (zh) | 高温高压井筒结盐物理模拟装置及其模拟方法 | |
| CN206177773U (zh) | 一种模拟裂缝性特低渗油藏动态渗吸的实验装置 | |
| CN103573264A (zh) | 非均质储层注水合采层间干扰模拟系统及检测方法 | |
| CN105178953B (zh) | 测定钻井过程中水合物储层分解速率的装置及方法 | |
| CN202562823U (zh) | 一种可压缩流体高温高压密度测试系统 | |
| NO312689B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for brönntesting | |
| CN106194164B (zh) | 边底水油藏开发岩心实验模拟方法 | |
| CN102720479B (zh) | 用于气顶油藏的物理模拟装置 | |
| CN111289698A (zh) | 一种实验模拟co2地质封存可行性的系统 | |
| CN117129383A (zh) | 一种模拟储氢库储层中氢气水渗流滞后规律的装置及方法 | |
| CN112727444A (zh) | 一种可视化封孔材料裂隙封堵性能测试装置及方法 | |
| CN110984961A (zh) | 一种两相气藏水平井温度模拟实验装置及其方法 | |
| CN113882837A (zh) | 一种底水稠油油藏水平井水锥形态模拟及控水降粘实验装置及实验方法 | |
| CN111323359B (zh) | 一种高压天然气-水系统岩心自发渗吸测量装置及方法 | |
| WO2024124744A1 (zh) | 一种模拟绳索取心过程的损失气量测试装置及方法 | |
| CN105443080A (zh) | 边底水含气油藏衰竭开发的模拟装置 | |
| CN208255181U (zh) | 一种测试高温钻井液性能的实验装置 | |
| CN203083910U (zh) | 一种井下抽油泵吸入口附近腐蚀模拟试验装置 | |
| CN117990581A (zh) | 一种高温高压岩心渗吸实验装置及产油气计量方法 | |
| CN206617160U (zh) | 一种用于模拟水平井放压生产下测定采收率的实验装置 | |
| CN114112852B (zh) | 一种油田上阻垢剂性能评价的动态实验装置和方法 | |
| CN208013214U (zh) | 一种页岩气逸散速率测量装置 | |
| CN208255182U (zh) | 一种测试天然气水合物钻井液性能的实验装置 | |
| CN206710151U (zh) | 微区取样仪附件 | |
| CN106644818B (zh) | 滑溜水作用下页岩气井产量模拟测试仪 |
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 |