CN110872949B - 一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置及方法 - Google Patents
一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110872949B CN110872949B CN201810923822.5A CN201810923822A CN110872949B CN 110872949 B CN110872949 B CN 110872949B CN 201810923822 A CN201810923822 A CN 201810923822A CN 110872949 B CN110872949 B CN 110872949B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- simulation
- gas
- container
- condensate
- pipeline
- 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
- 238000004018 waxing Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 82
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 44
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 34
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 21
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 51
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims description 23
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 20
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 18
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 11
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims description 9
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 7
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 5
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract description 9
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 80
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 56
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 10
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 9
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 8
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 5
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000005137 deposition process Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000004868 gas analysis Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
Abstract
本发明提供了一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置及方法。包括：包括：第一容器、第二容器、凝析气配样器、气液分离装置和井筒模拟管线组；第一容器和第二容器均与凝析气配样器的入口连通；井筒模拟管线组连接在凝析气配样器和气液分离装置之间；井筒模拟管线组包括多个依次首尾连接的模拟管线，每个模拟管线均具有独立的温度和压力。本发明提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置及方法，通过设置不同温度和压力的模拟管线，依次经过不同温度和压力的模拟管线，模拟凝析气在油田井筒内的流动状态，到达了能完整的模拟井筒结蜡的效果，减小了模拟井筒结蜡存在的误差。
Description
技术领域
本发明涉及采油技术领域，尤其涉及一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置及方法。
背景技术
油气井在生产过程中，随着温度、压力的降低和气体的析出，达到一定条件时，原油中的蜡就会在井筒中以结晶的形式析出。因此，模拟井筒结蜡对原油开采具有重要意义。
目前，实验室内研究大多将井筒的温度和压力设为一个定值，进行模拟井筒结蜡。
但是，储层流体(包括油、气、水)从储层到达地面须流经井筒，流体在井筒流动过程中温度和压力会不断地降低，并非是一个定值。因此，现有的模拟井筒结蜡存在的误差，不能完整的模拟井筒结蜡。
发明内容
本发明提供一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置及方法，解决了现有的模拟井筒结蜡存在的误差，不能完整的模拟井筒结蜡的问题。
本发明提供了一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，包括：第一容器、第二容器、凝析气配样器、气液分离装置和井筒模拟管线组；
第一容器和第二容器均与凝析气配样器的入口连通；井筒模拟管线组连接在凝析气配样器和气液分离装置之间；
井筒模拟管线组包括多个依次首尾连接的模拟管线，每个模拟管线均具有独立的温度和压力。
作为一种可选的方式，本发明提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，每个模拟管线包括多个间隔设置的第一管段和多个间隔设置的第二管段，第一管段和第二管段交替排列并依次首尾连接，第一管段和第二管段具有不同的内径。
作为一种可选的方式，本发明提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，所有第一管段的形状和尺寸均相同，且所有第二管段的形状和尺寸均相同。
作为一种可选的方式，本发明提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，第一管段和第二管段的连接处设置有变径段。
作为一种可选的方式，本发明提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，第二管段的内径大于第一管段的内径，且第二管段的长度大于第一管段的长度。
作为一种可选的方式，本发明提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，每个模拟管线沿自身长度方向缠绕成圈状。
作为一种可选的方式，本发明提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，每个模拟管线设置有加热装置和调压装置；其中，加热装置用于对模拟管线加热；调压装置包括连接在模拟管线上的调压阀。
作为一种可选的方式，本发明提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，凝析气配样器为旋转搅拌桶，旋转搅拌桶内具有搅拌球。
本发明还提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的方法，应用在上述的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置上，方法包括：
在第一容器内注入单脱气，第二容器内注入凝析油；
将第一容器内的单脱气和第二容器内的凝析油输入凝析气配样器中以配置凝析气；
在预设温度和压力下，将凝析气按照预设流速和预设接触时间经过井筒模拟管线组进入气液分离装置；
对卸下后的井筒模拟管线组和用有机溶剂清洗积蜡后的井筒模拟管线组分别进行称重，以计算出井筒模拟管线组中沉积物的重量。
作为一种可选的方式，本发明提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的方法，
对卸下后的井筒模拟管线组和用有机溶剂清洗积蜡后的井筒模拟管线组分别进行称重之后，还包括，利用气相色谱仪分析沉积物的构成情况。
本发明提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置及方法，通过设置第一容器和第二容器，第一容器和第二容器用于分别盛放单脱气和凝析油。通过设置凝析气配样器，在凝析气配样器内设置搅拌球，凝析气配样器可以360°旋转搅拌，搅拌球在旋转搅拌桶内滚动，可以加快单脱气和凝析油的混合速度，提高混合效率。通过设置不同温度和压力的模拟管线，依次经过不同温度和压力的模拟管线，模拟凝析气在油田井筒内的流动状态，到达了能完整的模拟井筒结蜡的效果，减小了模拟井筒结蜡存在的误差。经过对模拟管线进行缩径、扩径、弯径等方式处理，作为模拟井筒，耐压70MPa，耐温200℃；由于流体流经缩径、扩径、弯径等位置时会产生很大的局部阻力，再加上沿程损失，使流体的压力不断降低，模拟流体从井底到井口压力的变化；在流动过程中，原油中的蜡会沉积在井筒模拟管线内。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作以简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例一提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置的结构示意图；
图2为本发明实施例一提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置中模拟管线的结构示意图；
图3为本发明实施例一提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置中第一管段和第二管段的结构示意图；
图4为本发明实施例一提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置中模拟管线缠绕成圈状的局部示意图；
图5为本发明实施例二提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置的结构示意图；
图6为本发明实施例三提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置的结构示意图；
图7为本发明实施例四提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的方法的流程图。
附图标记说明
1-第一驱动件；
2-第二容器；
3-第一容器；
4—第二驱动件；
5-干燥管；
6-气体流量计；
7-第二单向阀；
8-六通阀；
9-凝析气配样器；
10-加热温度控制器；
11-加热装置；
12-模拟管线；121-第一管段；122—第二管段；
13—调压阀；
14-气液分离装置；141-分离板；142-气体出口；143-液体出口；
15-排水集气装置；151-第一集气瓶；152-第二集气瓶；153-集液瓶；
16-废液回收装置；
17-电子秤；
18-第一单向阀。
具体实施方式
下面结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
在本发明的描述中，需要理解的是，术语“内侧壁”、“外侧壁”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。
在本发明中，除非另有明确的规定和限定，术语“连接”等术语应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
在本发明中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征之“上”可以包括第一和第二特征直接接触，也可以包括第一和第二特征不是直接接触而是通过它们之间的另外的特征接触。
实施例一
图1为本发明实施例一提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置的结构示意图；图2为本发明实施例一提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置中模拟管线的结构示意图；图3为本发明实施例一提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置中第一管段和第二管段的结构示意图；图4为本发明实施例一提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置中模拟管线缠绕成圈状的局部示意图。如图1-图4所示，本实施例提供了一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，包括：第一容器3、第二容器2、凝析气配样器9、气液分离装置14和井筒模拟管线组；
其中，第一容器3和第二容器2均与凝析气配样器9的入口连通；井筒模拟管线组连接在凝析气配样器9和气液分离装置14之间；
井筒模拟管线组包括多个依次首尾连接的模拟管线12，每个模拟管线12均具有独立的温度和压力。
具体的，第一容器3和第二容器2用于分别盛放不同的流体，本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，用于模拟油田内井筒的结蜡。因此，可以将单脱气放入第一容器3中，将凝析油放入第二容器2中，也可以将单脱气放入第二容器2中，将凝析油放入第一容器3中。本实施例以单脱气放入第一容器3中，将凝析油放入第二容器2中为例作以说明。
需要说明的是，单脱气为天然气，根据现场油田井筒内的天然气组分及含量，配置单脱气，也可以称配置标准气体，配置单脱气时依据：《GB/T5274-2008/ISO 6142:2001》，气体分析_校准用混合气体的制备_称量法进行配置；凝析油为现场油田井筒内采出的原油。配置的单脱气和收集的现场的凝析油进入凝析气配样器9内进行混合，单脱气和现场的凝析油混合时，依据《GB/T 26981-2011》油气藏流体物性分析方法进行混合，以得到凝析气。
当地下温度、压力超过临界条件以后，油田井筒内液态烃逆蒸发而生成的气体，称为凝析气。一旦采出后，由于地表压力、温度降低而逆凝结为轻质油，即凝析油。由此可以看出，凝析气的状态受到井筒的温度和压力的影响而处于不同的状态。由于油田井筒不同的高度温度和压力均不同，本实施例中凝析气流入井筒模拟管线组中，依次经过不同温度和压力的模拟管线12，而模拟凝析气在油田井筒内的流动状态，到达了能完整的模拟井筒结蜡的效果，减小了模拟井筒结蜡存在的误差。
进一步的，本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，每个模拟管线12包括多个间隔设置的第一管段121和多个间隔设置的第二管段122，第一管段121和第二管段122交替排列并依次首尾连接，第一管段121和第二管段122具有不同的内径；所有第一管段121的形状和尺寸均相同，且所有第二管段122的形状和尺寸均相同。通过设置不同内径的第一管段121和第二管段122，以改变模拟管线12内凝析气的流动速度和流量。
具体的，本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，第一管段121和第二管段122的连接处设置有变径段。通过设置变径段，将不同内径的第一管段121和第二管段122，平滑过渡，同时改变模拟管线12内凝析气的流动速度和流量。
在一种可能的实现方式中，第二管段122的内径大于第一管段121的内径，且第二管段122的长度大于第一管段121的长度。通过第二管段122的内径和第一管段121的内径交替的变化，改变模拟管线12内凝析气的流动速度和流量。
具体的，本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，每个模拟管线12沿自身长度方向缠绕成圈状。
可选的，缠绕成圈状的模拟管线12每圈的直径均相同，且圆心位于同一条直线上，也就是说，模拟管线12沿自身长度方向缠绕成柱状弹簧的形状。节省了本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置占用的空间，方便移动和安装。并且，模拟管线12沿自身长度方向缠绕成圈状，可模拟凝析气在油田井筒中的不同流动速度。
在一种可能的实现方式中，本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，每个模拟管线12设置有加热装置11和调压装置；其中，加热装置11用于对模拟管线12加热；调压装置包括连接在模拟管线12上的调压阀13。
可选的，本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，还包括加热温度控制器10，所有的加热装置11均与加热温度控制器10连接，通过加热温度控制器10分别控制每个加热装置11的温度。
作为一种可选的方式，本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，凝析气配样器9为旋转搅拌桶，旋转搅拌桶内具有搅拌球。具体的，旋转搅拌桶可以360°旋转搅拌，搅拌球为金属球，旋转搅拌桶在旋转的同时，金属球在旋转搅拌桶内滚动，可以加快单脱气和凝析油的混合速度，提高混合效率。
上述实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，通过设置第一容器和第二容器，第一容器和第二容器用于分别盛放单脱气和凝析油。通过设置凝析气配样器，在凝析气配样器内设置搅拌球，凝析气配样器可以360°旋转搅拌，搅拌球在旋转搅拌桶内滚动，可以加快单脱气和凝析油的混合速度，提高混合效率。通过设置不同温度和压力的模拟管线，依次经过不同温度和压力的模拟管线，模拟凝析气在油田井筒内的流动状态，到达了能完整的模拟井筒结蜡的效果，减小了模拟井筒结蜡存在的误差。经过对模拟管线进行缩径、扩径、弯径等方式处理，作为模拟井筒，耐压70MPa，耐温200℃；由于流体流经缩径、扩径、弯径等位置时会产生很大的局部阻力，再加上沿程损失，使流体的压力不断降低，模拟流体从井底到井口压力的变化；在流动过程中，原油中的蜡会沉积在井筒模拟管线内。
实施例二
图5为本发明实施例二提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置的结构示意图。如图5所示，本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置与上述实施例的结构和原理相同，在此不一一赘述。在上述实施例的基础上，本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，还包括第一驱动件1、第一单向阀18、六通阀8、第二驱动件4、干燥管5、气体流量计6和第二单向阀7，六通阀8与凝析气配样器9连接。
可选的，第一驱动件1为平流泵，第二驱动件4为增压泵，
具体的，第一驱动件1、第二容器2、第一单向阀18和六通阀8依次通过管线连通。第一驱动件1与第二容器2连接，通过第一驱动件1驱动第二容器2内的凝析油的流量和流速，将第二容器2内的凝析油驱替进入凝析气配样器9。其中，第二容器2内具有可移动的活塞，活塞将第二容器2分隔为独立的两个腔体，第二容器2的第一个腔体内注入凝析油，第二容器2的第二个腔体连接第一驱动件1，第一驱动件1将水注入第二容器2的第二个腔体内，通过水推动活塞，以使凝析油经过第一单向阀18流入六通阀8中，然后进入凝析气配样器9。
第一容器3、第二驱动件4、干燥管5、气体流量计6、第二单向阀7和六通阀8依次通过管线连通。第一容器3的内的单脱气通过增压泵增压后，流经干燥管5去除气体内的水分，再流经气体流量计6和单向阀7流入六通阀8中，然后进入凝析气配样器9。
气体流量计6用于监控单脱气的流量。
本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，通过第一驱动件驱动第二容器内的凝析油的流量和流速，将第二容器内的凝析油驱替进入凝析气配样器。第一容器的内的单脱气通过增压泵增压后，流经干燥管去除气体内的水分，再流经气体流量计和单向阀流入六通阀中，然后进入凝析气配样器。
实施例三
图6为本发明实施例三提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置的结构示意图。如图6所示，本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置与上述实施例的结构和原理相同，在此不一一赘述。在上述实施例的基础上，本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，还包括排水集气装置15和废液回收装置16，其中排水集气装置15和废液回收装置16均与气液分离装置14连接。
具体的，气液分离装置14入口端有分离板141，气液分离装置14通过重力和冲击作用实现油气分离；气液分离装置14具有气体出口142和液体出口143，气体出口142与排水集气装置15连接，液体出口143与废液回收装置16连接。
其中，废液回收装置16包括管道和集液容器，管道将液体出口143与集液容器练级，将液体出口143排出的液体导入集液容器内。
可选的，还包括电子秤17，集液容器放置在电子秤17上，电子秤17用于称集液容器的重量。
排水集气装置15包括第一集气瓶151、第二集气瓶152、集液瓶153和多个管道，第一集气瓶151和第二集气瓶152均封闭，第二集气瓶152内具有液体，管道依次将第一集气瓶151、第二集气瓶152和集液瓶153连通，气体出口142排出的气体通过管道经第一集气瓶151的顶部接入第一集气瓶151内，第一集气瓶151内的气体通过管道经第二集气瓶152的顶部接入第二集气瓶152内，气体将第二集气瓶152内的水通过管道压入集液瓶153中。
本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，通过排水集气装置和废液回收装置，排水集气装置和废液回收装置均与气液分离装置连接，气液分离装置具有气体出口和液体出口，气体出口与排水集气装置连接，液体出口与废液回收装置连接，分别收集气液分离装置分离的气体和液体。
实施例四
图7为本发明实施例四提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的方法的流程图。如图7所示，本实施例还提供的一种基于变径管路模拟井筒结蜡的方法，应用在上述实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置上，其中，基于变径管路模拟井筒结蜡的装置的结构和工作原理在上述实施例进行了详细说明，在此不一一赘述。
具体的，基于变径管路模拟井筒结蜡的方法包括以下步骤：
S101、在第一容器3内注入单脱气，第二容器2内注入凝析油。
具体的，单脱气为天然气，根据现场油田井筒内的天然气组分及含量，配置单脱气，也可以称配置标准气体，配置单脱气时依据：《GB/T5274-2008/ISO 6142:2001》，气体分析_校准用混合气体的制备_称量法进行配置。凝析油为现场油田井筒内采出的原油。
S102、将第一容器3内的单脱气和第二容器2内的凝析油输入凝析气配样器中9以配置凝析气。
具体的，配置的单脱气和收集的现场的凝析油进入凝析气配样器9内进行混合，单脱气和现场的凝析油混合时，依据《GB/T 26981-2011》油气藏流体物性分析方法进行混合，以配置凝析气。
配置凝析气后，还需要对配置的凝析气进行测试，测试配制后的凝析气的含蜡量、析蜡点等基础数据，或由现场直接提供。
S103、在预设温度和压力下，将凝析气按照预设流速和预设接触时间经过井筒模拟管线组进入气液分离装置14。
设定每个模拟管线12的加热装置11的加热温度和通过调压阀13设置压力，凝析气经过缩径、扩径、弯径的方式处理的模拟管线12，以改变凝析气的流速，通过模拟管线12确定预设接触时间。
S104、对卸下后的井筒模拟管线组和用有机溶剂清洗积蜡后的井筒模拟管线组分别进行称重，以计算出井筒模拟管线组中沉积物的重量。
具体的，分别称取井筒模拟管线组中每一个模拟管线12没有使用前的重量，记为A1、A2…An，拆下井筒模拟管线组后，对拆下的井筒模拟管线组中每一个模拟管线12进行成别称重，对应的记为B1、B2…Bn，用有机溶剂清洗积蜡后的井筒模拟管线组后，分别对每一个模拟管线12进行成别称重，对应的记为C1、C2…Cn，由此，可计算出井筒模拟管线组以及井筒模拟管线组中每个模拟管线12中沉积物的重量，以及没有清理干净的模拟管线12。
具体的，对卸下后的井筒模拟管线组称重之前，用氮气吹扫井筒模拟管线组内的剩余原油。
具体的，在80-85℃条件下用甲苯清洗井筒模拟管线组，甲苯和80-85℃的共同作用会清除掉所有积蜡。然后对经过清洗和干燥的井筒模拟管线组进行称重。
本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的方法，能够测定不同温度、压力、油气组成、流速、流量条件下原油在井筒的结蜡情况，获得不同条件下蜡在井筒的沉积过程。测定原油在井筒不同位置的析蜡情况及析蜡量。
可选的，本实施例提供的基于变径管路模拟井筒结蜡的方法，
对卸下后的井筒模拟管线组和用有机溶剂清洗积蜡后的井筒模拟管线组分别进行称重之后，还包括，利用气相色谱仪分析沉积物的构成情况。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱落本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (6)
1.一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，用于模拟油田井内井筒的结蜡，其特征在于，包括：第一容器、第二容器、凝析气配样器、气液分离装置和井筒模拟管线组；
所述第一容器和所述第二容器均与所述凝析气配样器的入口连通；所述井筒模拟管线组连接在所述凝析气配样器和所述气液分离装置之间；
所述井筒模拟管线组包括多个依次首尾连接的模拟管线，每个所述模拟管线均具有独立的温度和压力；
每个所述模拟管线设置有加热装置和调压装置；其中，所述加热装置用于对所述模拟管线加热；所述调压装置包括连接在所述模拟管线上的调压阀；
每个所述模拟管线包括多个间隔设置的第一管段和多个间隔设置的第二管段，所述第一管段和所述第二管段交替排列并依次首尾连接，所述第一管段和所述第二管段具有不同的内径；所有所述第一管段的形状和尺寸均相同，且所有所述第二管段的形状和尺寸均相同；所述第一管段和所述第二管段的连接处设置有变径段。
2.根据权利要求1所述的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，其特征在于，所述凝析气配样器为旋转搅拌桶，所述旋转搅拌桶内具有搅拌球。
3.根据权利要求1所述的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，其特征在于，所述第二管段的内径大于所述第一管段的内径，且所述第二管段的长度大于所述第一管段的长度。
4.根据权利要求1-3任一项所述的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置，其特征在于，每个所述模拟管线沿自身长度方向缠绕成圈状。
5.一种基于变径管路模拟井筒结蜡的方法，其特征在于，应用在权利要求1-4任一项所述的基于变径管路模拟井筒结蜡的装置上，所述方法包括：
在第一容器内注入单脱气，第二容器内注入凝析油；
将第一容器内的单脱气和第二容器内的凝析油输入凝析气配样器中以配置凝析气；
在预设温度和压力下，将所述凝析气按照预设流速和预设接触时间经过井筒模拟管线组进入气液分离装置；
对卸下后的所述井筒模拟管线组和用有机溶剂清洗积蜡后的所述井筒模拟管线组分别进行称重，以计算出所述井筒模拟管线组中沉积物的重量。
6.根据权利要求5所述的基于变径管路模拟井筒结蜡的方法，其特征在于，所述对卸下后的所述井筒模拟管线组和用有机溶剂清洗积蜡后的所述井筒模拟管线组分别进行称重之后，还包括，利用气相色谱仪分析所述沉积物的构成情况。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810923822.5A CN110872949B (zh) | 2018-08-14 | 2018-08-14 | 一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810923822.5A CN110872949B (zh) | 2018-08-14 | 2018-08-14 | 一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置及方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110872949A CN110872949A (zh) | 2020-03-10 |
| CN110872949B true CN110872949B (zh) | 2023-11-28 |
Family
ID=69714289
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810923822.5A Active CN110872949B (zh) | 2018-08-14 | 2018-08-14 | 一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110872949B (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113006742B (zh) * | 2021-03-23 | 2022-05-17 | 重庆科技学院 | 一种模拟油套井筒清防蜡剂动态评价方法 |
| CN113049437A (zh) * | 2021-03-23 | 2021-06-29 | 重庆科技学院 | 一种模拟油管清防蜡剂动态评价装置及方法 |
Citations (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2669559A1 (en) * | 2000-04-24 | 2001-11-01 | Shell Canada Limited | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation |
| JP2002004169A (ja) * | 2000-06-20 | 2002-01-09 | Kenji Mishima | 添加助溶剤の共存効果を利用した高圧二酸化炭素による繊維および縫製品の洗浄、染色または機能加工 |
| CN102003623A (zh) * | 2010-10-19 | 2011-04-06 | 中国石油天然气勘探开发公司 | 一种管道停输再启动实验装置 |
| CN102052075A (zh) * | 2009-10-30 | 2011-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种取样装置及进行油田现场取样的系统，方法和应用 |
| CN102062744A (zh) * | 2010-12-06 | 2011-05-18 | 中国石油大学(北京) | 蜡沉积实验装置 |
| CN102095074A (zh) * | 2010-10-21 | 2011-06-15 | 中国石油大学(北京) | 管道结蜡实验装置及方法 |
| CN203037230U (zh) * | 2012-12-08 | 2013-07-03 | 辽宁石油化工大学 | 保温管道蜡沉积实验装置 |
| CN104879094A (zh) * | 2015-05-11 | 2015-09-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下节流气井井筒模拟实验装置 |
| CN204646200U (zh) * | 2015-05-30 | 2015-09-16 | 东北石油大学 | 测试影响注水井注水量的实验装置 |
| CN105203742A (zh) * | 2015-10-26 | 2015-12-30 | 中国石油大学(华东) | 深水井筒结蜡分析测试装置及分析测试方法 |
| CN105277659A (zh) * | 2015-09-24 | 2016-01-27 | 西南石油大学 | 一种动态模拟石油管结垢结蜡的装置及方法 |
| CN105954471A (zh) * | 2016-06-27 | 2016-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 防蜡剂防蜡效果评价装置及评价方法 |
| CN205910094U (zh) * | 2016-06-13 | 2017-01-25 | 西南石油大学 | 一种实验用测定井筒硫沉积影响因素的装置 |
| CN106770990A (zh) * | 2017-03-21 | 2017-05-31 | 中国石油大学(华东) | 一种用于深水油气集输管线中天然气水合物研究的实验装置 |
| CN206330957U (zh) * | 2016-11-29 | 2017-07-14 | 中国海洋石油总公司 | 一种模拟大斜度采油井井筒析蜡特性动态评价实验装置 |
| CN206431116U (zh) * | 2017-02-19 | 2017-08-22 | 东北石油大学 | 一种评价管输剪切效应对蜡沉积影响的试验装置 |
| CN107558965A (zh) * | 2017-08-31 | 2018-01-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于模拟稠油掺稀降粘参数的优选评价装置 |
| CN207396273U (zh) * | 2017-10-18 | 2018-05-22 | 西南石油大学 | 一种测定多类型井筒中硫沉积影响因素的实验装置 |
| CN208966333U (zh) * | 2018-08-14 | 2019-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20140090450A1 (en) * | 2011-03-28 | 2014-04-03 | Imperial Innovations Limited | Test Rig And Method For Simulating And Analyzing Petrochemical Fouling |
-
2018
- 2018-08-14 CN CN201810923822.5A patent/CN110872949B/zh active Active
Patent Citations (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2669559A1 (en) * | 2000-04-24 | 2001-11-01 | Shell Canada Limited | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation |
| JP2002004169A (ja) * | 2000-06-20 | 2002-01-09 | Kenji Mishima | 添加助溶剤の共存効果を利用した高圧二酸化炭素による繊維および縫製品の洗浄、染色または機能加工 |
| CN102052075A (zh) * | 2009-10-30 | 2011-05-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种取样装置及进行油田现场取样的系统，方法和应用 |
| CN102003623A (zh) * | 2010-10-19 | 2011-04-06 | 中国石油天然气勘探开发公司 | 一种管道停输再启动实验装置 |
| CN102095074A (zh) * | 2010-10-21 | 2011-06-15 | 中国石油大学(北京) | 管道结蜡实验装置及方法 |
| CN102062744A (zh) * | 2010-12-06 | 2011-05-18 | 中国石油大学(北京) | 蜡沉积实验装置 |
| CN203037230U (zh) * | 2012-12-08 | 2013-07-03 | 辽宁石油化工大学 | 保温管道蜡沉积实验装置 |
| CN104879094A (zh) * | 2015-05-11 | 2015-09-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下节流气井井筒模拟实验装置 |
| CN204646200U (zh) * | 2015-05-30 | 2015-09-16 | 东北石油大学 | 测试影响注水井注水量的实验装置 |
| CN105277659A (zh) * | 2015-09-24 | 2016-01-27 | 西南石油大学 | 一种动态模拟石油管结垢结蜡的装置及方法 |
| CN105203742A (zh) * | 2015-10-26 | 2015-12-30 | 中国石油大学(华东) | 深水井筒结蜡分析测试装置及分析测试方法 |
| CN205910094U (zh) * | 2016-06-13 | 2017-01-25 | 西南石油大学 | 一种实验用测定井筒硫沉积影响因素的装置 |
| CN105954471A (zh) * | 2016-06-27 | 2016-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 防蜡剂防蜡效果评价装置及评价方法 |
| CN206330957U (zh) * | 2016-11-29 | 2017-07-14 | 中国海洋石油总公司 | 一种模拟大斜度采油井井筒析蜡特性动态评价实验装置 |
| CN206431116U (zh) * | 2017-02-19 | 2017-08-22 | 东北石油大学 | 一种评价管输剪切效应对蜡沉积影响的试验装置 |
| CN106770990A (zh) * | 2017-03-21 | 2017-05-31 | 中国石油大学(华东) | 一种用于深水油气集输管线中天然气水合物研究的实验装置 |
| CN107558965A (zh) * | 2017-08-31 | 2018-01-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于模拟稠油掺稀降粘参数的优选评价装置 |
| CN207396273U (zh) * | 2017-10-18 | 2018-05-22 | 西南石油大学 | 一种测定多类型井筒中硫沉积影响因素的实验装置 |
| CN208966333U (zh) * | 2018-08-14 | 2019-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置 |
Non-Patent Citations (21)
| Title |
|---|
| 刘建仪 ; 纪国法 ; 康成瑞 ; 唐娟 ; 雷宇 ; 李丽 ; .气流量对水合物堵塞影响的试验研究.石油天然气学报.2011,(第10期),全文. * |
| 刘敏等.富气原油在湍流条件下的蜡沉积.2001,第16卷(第5期),第56-57页. * |
| 动态结蜡剖面评价试验装置设计与建设;杨万有;李昂;郑春峰;赵景辉;石油机械(第010期);全文 * |
| 原油管道内壁蜡沉积模拟软件开发及沉积特性;郭凯;张华;;兰州理工大学学报(第02期);全文 * |
| 宋光春 ; 李玉星 ; 王武昌 ; 姜凯 ; 施政灼 ; 赵鹏飞 ; .油气管道中水合物降压分解实验.化工进展.2017,(第10期),全文. * |
| 宋光春 ; 李玉星 ; 王武昌 ; 姜凯 ; 赵鹏飞 ; .油气混输管道中天然气水合物的形成和堵塞过程研究.石油与天然气化工.2017,(第02期),全文. * |
| 杨万有 ; 李昂 ; 郑春峰 ; 赵景辉.动态结蜡剖面评价试验装置设计与建设.石油机械.2017,(第010期),全文. * |
| 模拟环道的蜡沉积实验研究;董良辰;;化工设计通讯(第05期);全文 * |
| 气流量对水合物堵塞影响的试验研究;刘建仪;纪国法;康成瑞;唐娟;雷宇;李丽;;石油天然气学报(第10期);全文 * |
| 油气水多相流动环道实验中蜡沉积实验的思考;马志荣;李长俊;价值工程(第034期);全文 * |
| 油气混输管道中天然气水合物的形成和堵塞过程研究;宋光春;李玉星;王武昌;姜凯;赵鹏飞;;石油与天然气化工(第02期);全文 * |
| 油气管道中水合物降压分解实验;宋光春;李玉星;王武昌;姜凯;施政灼;赵鹏飞;;化工进展(第10期);全文 * |
| 游离甲烷气在井筒内形成水合物的动态模拟;王韧;宁伏龙;刘天乐;张凌;孙慧翠;彭力;郭东东;蒋国盛;;石油学报(第08期);全文 * |
| 王志华.高凝原油管道输送蜡沉积规律实验研究.特种油气藏.2006,(第005期),全文. * |
| 王韧 ; 宁伏龙 ; 刘天乐 ; 张凌 ; 孙慧翠 ; 彭力 ; 郭东东 ; 蒋国盛 ; .游离甲烷气在井筒内形成水合物的动态模拟.石油学报.2017,(第08期),全文. * |
| 苏嵯输油管道蜡沉积规律研究;董良辰;;当代化工(第06期);全文 * |
| 董良辰 ; .模拟环道的蜡沉积实验研究.化工设计通讯.2016,(第05期),全文. * |
| 董良辰 ; .苏嵯输油管道蜡沉积规律研究.当代化工.2016,(第06期),全文. * |
| 郭凯 ; 张华 ; .原油管道内壁蜡沉积模拟软件开发及沉积特性.兰州理工大学学报.2018,(第02期),全文. * |
| 马志荣 ; 李长俊.油气水多相流动环道实验中蜡沉积实验的思考.价值工程.2015,(第034期),全文. * |
| 高凝原油管道输送蜡沉积规律实验研究;王志华;特种油气藏(第005期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN110872949A (zh) | 2020-03-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110872949B (zh) | 一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置及方法 | |
| CN102979504B (zh) | 复杂结构井井筒油气水三相流体变质量流动的模拟装置 | |
| CN108301821B (zh) | 水平井携液可视化实验装置及方法 | |
| CN101270660A (zh) | 一种动态结垢仪 | |
| CN100398998C (zh) | 原油-天然气-水三相流量仪及其测量方法 | |
| CN111982783A (zh) | 一种高温高压非稳态平衡凝析油气相渗测试方法 | |
| CN111042797A (zh) | 一种油气井井筒腐蚀模拟评价系统 | |
| CN104897521B (zh) | 一种二氧化碳无水压裂液导流能力测试系统 | |
| CN201203571Y (zh) | 一种腐蚀模拟实验装置 | |
| CN106092823B (zh) | 一种连续评估高温高压流体粘度和剪切稳定性的实验装置 | |
| CN108474776B (zh) | 用于测量气体中的硫溶解度的方法和系统 | |
| CN110905457A (zh) | Co2气驱井筒结垢的模拟装置和方法 | |
| CN208966333U (zh) | 一种基于变径管路模拟井筒结蜡的装置 | |
| CN105424880B (zh) | 一种测定天然气液烃在管道流动过程中气液相变速率的实验装置 | |
| CN107238463B (zh) | 一种测试气体多级接触后最小混相压力的装置及方法 | |
| CN203097864U (zh) | 复杂结构井井筒油气水三相流体变质量流动的模拟装置 | |
| RU2007135404A (ru) | Плотномер-расходомер жидких сред | |
| CN108318370B (zh) | 带压测定清蜡剂溶蜡速率与回收比率的装置及其测定方法 | |
| CN108252696A (zh) | 化学驱注入油管的筛选方法 | |
| CN115290531A (zh) | 一种凝析气藏液相损害评价的装置及方法 | |
| RU2571473C1 (ru) | Устройство для проведения исследований газожидкостного потока | |
| CN110685664B (zh) | 测试管柱伸出量对气体携液效率影响的实验装置与方法 | |
| CN114112852A (zh) | 一种油田上阻垢剂性能评价的动态实验装置和方法 | |
| CN207278249U (zh) | 一种快捷油水计量装置 | |
| CN115387763A (zh) | 球塞气举的实验装置及实验方法 |
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 |