CN111088968B - 一种超声波稠油降粘动态模拟实验装置及方法 - Google Patents
一种超声波稠油降粘动态模拟实验装置及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111088968B CN111088968B CN201911345111.5A CN201911345111A CN111088968B CN 111088968 B CN111088968 B CN 111088968B CN 201911345111 A CN201911345111 A CN 201911345111A CN 111088968 B CN111088968 B CN 111088968B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- displacement
- ultrasonic
- oil
- viscosity reduction
- 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.)
- Active
Links
- 230000009467 reduction Effects 0.000 title claims abstract description 104
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 189
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 129
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 112
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 69
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 80
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 42
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 34
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 26
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 17
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 16
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 15
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims description 14
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 12
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 9
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 9
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 7
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 7
- 238000009738 saturating Methods 0.000 claims description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 abstract description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 3
- 238000000053 physical method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 5
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 238000009210 therapy by ultrasound Methods 0.000 description 3
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000003933 environmental pollution control Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000009671 shengli Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
Images
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
- 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
-
- 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
- E21B43/003—Vibrating earth formations
-
- 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
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (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
本发明属于稠油开采物理模拟实验技术领域，具体涉及一种超声波改变稠油粘度的动态模拟实验装置及方法。该装置包括岩心夹持器、围压泵、超声波发生器、超声波换能器、换能‑驱替接头、驱替泵、控制阀一、控制阀二、中间容器一、中间容器二、加热套、盛液容器、出液口控制阀、驱替压力表、围压压力表、围压控制阀、进液控制阀、三通阀、控压阀。所述的围压泵与岩心夹持器通过管线相连，之间依次连接围压压力表和围压控制阀。所述的超声波发生器，将电能转化为与超声波换能器相匹配的高频交流电信号，与超声波换能器连接。本发明实验装置及方法，对超声波降粘室内研究和现场试验起到进一步的推动作用，为稠油油藏物理法降粘合理应用提供坚实的理论基础和室内模拟手段。
Description
技术领域
本发明属于稠油开采物理模拟实验技术领域，具体涉及一种超声波改变稠油粘度的动态模拟实验装置及方法。
背景技术
我国稠油资源丰富已探明储量约40亿吨，占石油总储量的20%以上，分布在辽河油田、新疆油田、胜利油田、河南油田和渤海油田五大稠油开发生产区，成为我国石油资源增储上产的主力军。但由于稠油的粘度较大，在地层中的流动阻力较大，常规开采方式难以奏效。目前，稠油开采一般采用注蒸汽热采方式，由于常规注蒸汽热采是以物理降粘为主，随温度降低稠油粘度迅速恢复，导致热采周期较短，仍存在层内流动难、甚至不能流动等问题；同时，受稠油粘度反弹的影响，稠油井筒举升及地面输运难度逐渐加大，目前主要靠掺稀油、掺水化学乳化或电加热的方法降粘，但受到就地稀油资源、经济效益和环境污染控制压力等的限制。声波降粘采油技术通过声波来处理油层，解除油层堵塞，提高地层内流体的渗流能力，以达到增加油井产量，提高原油采收率的目的，以其适应性强、具有明显的增油控水效应、工艺简单成本低、对油层无伤害等优势，正逐步受到国内外石油工业的高度重视。
许洪星等发明的专利“超声波辅助稠油化学催化裂解静态模拟实验装置及方法”（ZL201210086308.3），公开了一种超声波辅助稠油化学催化裂解静态模拟实验装置及方法，其静态模拟实验装置包括内部装有实验溶液的反应罐、对反应罐内所装实验溶液进行恒温加热的恒温加热装置、温度检测单元、压力检测单元、安装在反应罐上且对反应罐内所装实验溶液进行超声波处理的超声波换能器、与超声波换能器相接的超声波发生器、安装在反应罐上的排气阀和实验前向反应罐内充入氮气的高压氮气瓶，反应罐置于恒温加热装置内，开展降粘实验。该专利属于静态模拟实验装置及方法，和真实油藏相比，其未考虑超声波对稠油的作用距离、声腔衰弱和稠油状态的考虑。
董惠娟等发表的文献“原油超声波降黏实验研究”（石油学报，2010年，31（3）），采用全波长聚能型压电超声换能器及变幅杆浸入式反应器，对原油油样进行了超声降黏处理，测定了黏温曲线。分析超声处理时间、换能器工作电流和含水率对原油超声降黏效果的影响，属于超声波对原油静态降粘实验方法，无法模拟油藏条件下降粘效果。
发明内容
本发明针对现有技术的不足而提供一种超声波稠油降粘动态模拟实验装置及方法。本发明的实验装置结构简单、设计合理且安装、操作方便，投入成本低，工作性能可靠且模拟效果好，适用面广。
本发明的目的之一公开了一种超声波稠油降粘动态模拟实验装置，包括：岩心夹持器1、围压泵2、超声波发生器3、超声波换能器4、换能-驱替接头5、驱替泵6、控制阀一7、控制阀二8、中间容器一9、中间容器二10、加热套11、盛液容器12、出液口控制阀13、驱替压力表14、围压压力表15、围压控制阀16、进液控制阀17、三通阀18、控压阀19。
所述的围压泵2与岩心夹持器1通过管线相连，之间依次连接围压压力表15和围压控制阀16。
所述的超声波发生器3，将电能转化为与超声波换能器4相匹配的高频交流电信号，与超声波换能器4连接。
所述的超声波换能器4，将输入的功率转化为超声波再传递出去，一端与超声波发生器3连接，另一端与换能-驱替接头5连接。
所述的换能-驱替接头5一端与超声波换能器4相连另一端与岩心夹持器1相连。
所述的驱替泵6与控制阀一7和控制阀二8相连接，控制阀一7和控制阀二8分别与中间容器一9和中间容器二10的底部相连接，中间容器一9和中间容器二10的顶部出口以及换能-驱替接头5通过管线与三通阀18中的相连接。
所述的加热套11套在岩心夹持器1的侧壁。
所述的岩心夹持器1的出口通过管线依次连接控压阀19、出液口控制阀13和盛液容器12。
优选地，所述的岩心夹持器1，包括：岩心放置处101、夹持器外筒102、橡胶筒103、橡胶密封垫104、空心钢管105、引流管线106、堵头107、橡胶套堵头108、换能-驱替接口109、围压阀110。 其中橡胶管103位于夹持器外筒102内；岩心放置处101位于橡胶管103内，其左端放置橡胶密封垫片104，右端放置空心钢管105，可以控制放入岩心的长短；空心钢管105右端放置堵头107，其外螺纹与橡胶套堵头108的内螺纹连接，橡胶套堵头108外螺纹与夹持器外筒102的内螺纹连接；引流管线106穿过空心钢管105和堵头107，橡胶密封垫104与换能-驱替接头5相连；夹持器外筒102的侧壁上设置有围压注入口110。
优选的，所述换能-驱替接头与岩心夹持器外筒的内侧壁螺纹连接。
优选地，所述的换能-驱替接头5由超声波换能器接头501、进液阀502、超声波发生腔503、夹持器接口504组成，其中、超声波换能器接头501、进液阀502、超声波发生腔503、夹持器接口504分别位于换能-驱替接头5的左端、下端、内部和右端。
本发明的目的之一公开了一种超声波稠油降粘动态模拟实验方法，包括以下步骤：
步骤一、前期准备：首先测量被测试岩芯的外部尺寸，其次对岩芯进行清洗、烘干称重，将岩芯放置在岩心加持器1中，用橡胶筒103抱紧。
步骤二、实验装置检测：连接实验装置，检查各管线和阀门的气密性，岩心夹持器1是否完好、是否漏水，检查超声波发生器3的线路。
步骤三、实验预处理：开启围压泵2加围压，向岩芯提供上覆压力，上覆压力由围压压力表15显示。
步骤四、驱替预处理：开启驱替泵6，驱替满超声波换能器4与岩芯之间的空间。
步骤五、岩芯抽真空和饱和模拟地层水，饱和水后称重，计算岩心的孔隙体积；然后饱和原油，计算岩芯的原始含油饱和度。
步骤六、超声波稠油降粘模拟实验：对步骤五中处于饱和原油状态下的被测试岩芯进行不同处理距离下超声波稠油降粘动态模拟实验、不同驱替压力下超声波稠油降粘动态模拟实验、不同驱替介质下超声波稠油降粘动态模拟实验、不同含水率下超声波稠油降粘动态模拟实验。
当对被测试岩芯进行不同处理距离下超声波稠油降粘动态模拟实验时，首先将岩芯一次水驱至产出液含水50-60%为止，然后设定超声波发生器3的工作参数，然后开启超声波发生器3，超声波换能器4产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表14中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.2-0.5MPa；盛液容器12接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器3和驱替泵6的电源，换下另一长度尺寸的岩芯，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同处理距离下岩芯所驱出稠油的降粘数据。
当对被测试岩芯进行不同驱替压力下超声波稠油降粘动态模拟实验时，首先将岩芯一次水驱至产出液含水50-60%为止，然后设定超声波发生器3的工作参数，然后开启超声波发生器3，超声波换能器4产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表14中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.2-0.5MPa；盛液容器12接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器3和驱替泵6的电源，换下相同长度和直径的岩芯，改变驱替压力，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同驱替压力下岩芯所驱出稠油的降粘数据。
当对被测试岩芯进行不同驱替介质下超声波稠油降粘动态模拟实验时，首先将岩芯一次水驱至产出液含水50-60%为止，然后设定超声波发生器3的工作参数，然后开启超声波发生器3，超声波换能器4产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表14中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.2-0.5MPa；盛液容器12接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器3和驱替泵6的电源，换下相同长度和直径的岩芯，改变驱替介质，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同驱替介质下岩芯所驱出稠油的降粘数据。
当对被测试岩芯进行不同原油粘度下超声波稠油降粘动态模拟实验时，首先将岩芯一次水驱至产出液含水50-60%为止，然后设定超声波发生器3的工作参数，然后开启超声波发生器3，超声波换能器4产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表14中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.2-0.5MPa；盛液容器12接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器3和驱替泵6的电源，换下相同长度和直径的岩芯，改变原油粘度，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同原油粘度下岩芯所驱出稠油的降粘数据。
当对被测试岩芯进行不同含水率下超声波稠油降粘动态模拟实验时，首先将岩芯一次水驱至产出液含水30%为止，然后设定超声波发生器3的工作参数，然后开启超声波发生器3，超声波换能器4产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表14中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.2-0.5MPa；盛液容器12接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器3和驱替泵6的电源，换下相同长度和直径的岩芯，岩芯分别一次水驱至产出液含水50%、70%、90%为止，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同含水率下岩芯所驱出稠油的降粘数据。
步骤七、数据处理：整理好不同处理距离下、不同驱替压力下、不同驱替介质下、不同原油粘度下以及不同含水率下超声波作用后的原油粘度，计算出降粘率，即可得到不同处理距离下、不同驱替压力下、不同驱替介质下以及不同含水率下超声波作用后稠油的动态降粘规律。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
（1）本发明实验装置结构简单、设计合理且安装、操作方便，投入成本低，工作性能可靠且模拟效果好，适用面广。
（2）本发明实验装置及方法能够进行不同处理距离下、不同驱替压力下、不同驱替介质下以及不同含水率下等多因素条件下超声波作用后稠油的动态降粘规律研究，为稠油油藏超声波降粘现场试验提供理论依据，实用价值高，具有较为广泛的推广与应用前景。
（3）本发明实验装置及方法，对超声波降粘室内研究和现场试验起到进一步的推动作用，为稠油油藏物理法降粘合理应用提供坚实的理论基础和室内模拟手段。
（4）利用本发明实验装置及方法，试验测试结果获取简单，试验测量数据准确，能反映实验过程中的客观事实，能对稠油油藏超声波物理降粘进行有效模拟。
附图说明
图1为本发明实验装置的结构示意图；
图2为岩心夹持器的结构示意图；
图3为换能-驱替接头的剖面图；
图4为不同处理距离下超声波作用后稠油的动态降粘规律曲线；
图5为不同驱替压力下超声波作用后稠油的动态降粘规律曲线；
图6为不同驱替介质下超声波作用后稠油的动态降粘规律曲线；
图7为不同原油粘度下超声波作用后稠油的动态降粘规律曲线；
图8为不同含水率下超声波作用后稠油的动态降粘规律曲线。
具体实施方式
如图1所示，一种超声波稠油降粘动态模拟实验装置，包括：岩心夹持器1、围压泵2、超声波发生器3、超声波换能器4、换能-驱替接头5、驱替泵6、控制阀一7、控制阀二8、中间容器一9、中间容器二10、加热套11、盛液容器12、出液口控制阀13、驱替压力表14、围压压力表15、围压控制阀16、进液控制阀17、三通阀18、控压阀19。所述的围压泵2与岩心夹持器1通过管线相连，之间依次连接围压压力表15和围压控制阀16。所述的超声波发生器3，将电能转化为与超声波换能器4相匹配的高频交流电信号，与超声波换能器4连接。所述的超声波换能器4，将输入的功率转化为超声波再传递出去，一端与超声波发生器3连接，另一端与换能-驱替接头5连接。所述的换能-驱替接头5一端与超声波换能器4相连另一端与岩心夹持器1相连。所述的驱替泵6与控制阀一7和控制阀二8相连接，控制阀一7和控制阀二8分别与中间容器一9和中间容器二10的底部相连接，中间容器一9和中间容器二10的顶部出口以及换能-驱替接头5通过管线与三通阀18中的相连接。所述的加热套11套在岩心夹持器1的侧壁。所述的岩心夹持器1的出口通过管线依次连接控压阀19、出液口控制阀13和盛液容器12。
本实施例中，所述换能-驱替接头5与岩心夹持器1外筒的内侧壁螺纹连接。
如图2所示，所述的岩心夹持器1，包括：岩心放置处101、夹持器外筒102、橡胶筒103、橡胶密封垫104、空心钢管105、引流管线106、堵头107、橡胶套堵头108、换能-驱替接口109、围压阀110。 其中橡胶管103位于夹持器外筒102内；岩心放置处101位于橡胶管103内，其左端放置橡胶密封垫片104，右端放置空心钢管105，可以控制放入岩心的长短；空心钢管105右端放置堵头107，其外螺纹与橡胶套堵头108的内螺纹连接，橡胶套堵头108外螺纹与夹持器外筒102的内螺纹连接；引流管线106穿过空心钢管105和堵头107，橡胶密封垫104与换能-驱替接头5相连；夹持器外筒102的侧壁上设置有围压注入口110。
如图3所示，所述的换能-驱替接头5由超声波换能器接头501、进液阀502、超声波发生腔503、夹持器接口504组成，其中、超声波换能器接头501、进液阀502、超声波发生腔503、夹持器接口504分别位于换能-驱替接头5的左端、下端、内部和右端。
实施例1
不同处理距离下超声波稠油降粘动态模拟实验，包括以下步骤：
步骤一、前期准备：首先测量被测试岩芯的外部尺寸长度为10cm，其次对岩芯进行清洗、烘干称重，将岩芯放置在岩心加持器1中，用橡胶筒103抱紧。
步骤二、实验装置检测：连接实验装置，检查各管线和阀门的气密性，岩心夹持器1是否完好、是否漏水，检查超声波发生器3的线路。
步骤三、实验预处理：开启围压泵2加围压，向岩芯提供上覆压力，上覆压力由围压压力表15显示。
步骤四、驱替预处理：开启驱替泵6，驱替满超声波换能器4与岩芯之间的空间。
步骤五、岩芯抽真空和饱和模拟地层水，饱和水后称重，计算岩心的孔隙体积；然后饱和原油，计算岩芯的原始含油饱和度。
步骤六、首先将岩芯一次水驱至产出液含水50%为止，然后设定超声波发生器3的工作参数，然后开启超声波发生器3，超声波换能器4产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表14中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.2MPa；盛液容器12接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器3和驱替泵6的电源，换下另一长度尺寸的岩芯，长度分别为10cm、15cm、20cm、25cm、30cm，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同处理距离下岩芯所驱出稠油的降粘数据，测试结果见表1。
表1 不同处理距离下超声波作用后稠油的动态降粘率
| 岩心长度，cm | 10 | 15 | 20 | 25 | 30 |
| 降粘率，% | 25.68 | 22.82 | 20.68 | 19.45 | 18.57 |
步骤七、数据处理：整理好不同处理距离下超声波作用后的原油粘度，计算出降粘率，即可得到不同处理距离下超声波作用后稠油的动态降粘规律，见图4。
从表1和图4可以看出：超声波对原油的降粘率，随着岩心距离的增加而降低，距离分别为10cm、15cm、20cm、25cm、30cm岩心降粘率分别为25.68%、22.82%、20.68%、19.45%和18.57%，说明岩心距离对超声波稠油的降粘率产生影响。
实施例2
不同驱替压力下超声波稠油降粘动态模拟实验，包括以下步骤：
步骤一、前期准备：首先测量被测试岩芯的外部尺寸长度为10cm，其次对岩芯进行清洗、烘干称重，将岩芯放置在岩心加持器1中，用橡胶筒103抱紧。
步骤二、实验装置检测：连接实验装置，检查各管线和阀门的气密性，岩心夹持器1是否完好、是否漏水，检查超声波发生器3的线路。
步骤三、实验预处理：开启围压泵2加围压，向岩芯提供上覆压力，上覆压力由围压压力表15显示。
步骤四、驱替预处理：开启驱替泵6，驱替满超声波换能器4与岩芯之间的空间。
步骤五、岩芯抽真空和饱和模拟地层水，饱和水后称重，计算岩心的孔隙体积；然后饱和原油，计算岩芯的原始含油饱和度。
步骤六、首先将岩芯一次水驱至产出液含水50%为止，然后设定超声波发生器3的工作参数，然后开启超声波发生器3，超声波换能器4产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表14中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.2MPa；盛液容器12接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器3和驱替泵6的电源，换下相同长度和直径的岩芯，改变驱替压力，分别为1MPa、2MPa、3MPa、4MPa和5MPa，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同驱替压力下岩芯所驱出稠油的降粘数据，测试结果见表2。
表2 超声波不同驱替压力下岩芯所驱出稠油的粘度及动态降粘率
| 驱替压力，MPa | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 油样1粘度，mPa.s | 1896 | 1881 | 1874 | 1872 | 1870 |
| 油样1降粘率，% | 18.01 | 18.65 | 18.95 | 19.05 | 19.12 |
| 油样2粘度，mPa.s | 122751 | 122065 | 121897 | 121592 | 121301 |
| 油样2降粘率，% | 19.56 | 20.01 | 20.12 | 20.32 | 20.51 |
步骤七、数据处理：整理好不同驱替压力下超声波作用后的原油粘度，计算出降粘率，即可得到不同驱替压力下超声波作用后稠油的动态降粘规律，见图5。
从表2和图5可以看出：超声波不同驱替压力下岩芯所驱出稠油的粘度，随着驱替压差的增加降粘率增加；在相同驱替压差下原油粘度越高，超声波的降粘率越高。
实施例3
不同驱替介质下超声波稠油降粘动态模拟实验，包括以下步骤：
步骤一、前期准备：首先测量被测试岩芯的外部尺寸长度为12cm，其次对岩芯进行清洗、烘干称重，将岩芯放置在岩心加持器1中，用橡胶筒103抱紧。
步骤二、实验装置检测：连接实验装置，检查各管线和阀门的气密性，岩心夹持器1是否完好、是否漏水，检查超声波发生器3的线路。
步骤三、实验预处理：开启围压泵2加围压，向岩芯提供上覆压力，上覆压力由围压压力表15显示。
步骤四、驱替预处理：开启驱替泵6，驱替满超声波换能器4与岩芯之间的空间。
步骤五、岩芯抽真空和饱和模拟地层水，饱和水后称重，计算岩心的孔隙体积；然后饱和原油，计算岩芯的原始含油饱和度。
步骤六、首先将岩芯一次水驱至产出液含水60%为止，然后设定超声波发生器3的工作参数，然后开启超声波发生器3，超声波换能器4产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表14中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.3MPa；盛液容器12接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器3和驱替泵6的电源，换下相同长度和直径的岩芯，改变驱替介质，分别为矿化度0mg/L、1000 mg/L、5000 mg/L、10000 mg/L、20000 mg/L的地层水，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同驱替介质下岩芯所驱出稠油的降粘数据，测试结果见表3。
表3 不同驱替介质下超声波作用后稠油的动态降粘率
| 模拟地层水矿化度，mg/L | 0 | 1000 | 5000 | 10000 | 20000 |
| 降粘率，% | 20.45 | 20.45 | 20.46 | 20.46 | 20.46 |
步骤七、数据处理：整理好不同驱替介质下超声波作用后的原油粘度，计算出降粘率，即可得到不同驱替介质下超声波作用后稠油的动态降粘规律，见图6。
从表3和图6可以看出：在不同矿化度条件下，超声波作用后稠油粘度基本无变化，说明地层水的矿化度对超声波稠油的降粘率没有影响。
实施例4
不同原油粘度下超声波稠油降粘动态模拟实验，包括以下步骤：
步骤一、前期准备：首先测量被测试岩芯的外部尺寸长度为12cm，其次对岩芯进行清洗、烘干称重，将岩芯放置在岩心加持器1中，用橡胶筒103抱紧。
步骤二、实验装置检测：连接实验装置，检查各管线和阀门的气密性，岩心夹持器1是否完好、是否漏水，检查超声波发生器3的线路。
步骤三、实验预处理：开启围压泵2加围压，向岩芯提供上覆压力，上覆压力由围压压力表15显示。
步骤四、驱替预处理：开启驱替泵6，驱替满超声波换能器4与岩芯之间的空间。
步骤五、岩芯抽真空和饱和模拟地层水，饱和水后称重，计算岩心的孔隙体积；然后饱和原油，计算岩芯的原始含油饱和度。
步骤六、首先将岩芯一次水驱至产出液含水60%为止，然后设定超声波发生器3的工作参数，然后开启超声波发生器3，超声波换能器4产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表14中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.3MPa；盛液容器12接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器3和驱替泵6的电源，换下相同长度和直径的岩芯，改变原油粘度，分别为1000mPa.s、2000 mPa.s、5000 mPa.s、10000 mPa.s、50000 mPa.s，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同原油粘度下岩芯所驱出稠油的降粘数据，测试结果见表4。
表4 不同原油粘度下超声波作用后稠油的动态降粘率
| 原油粘度，mPa.s | 1000 | 2000 | 5000 | 10000 | 50000 |
| 降粘率，% | 18.16 | 19.12 | 20.51 | 22.78 | 25.45 |
步骤七、数据处理：整理好不同原油粘度下超声波作用后的原油粘度，计算出降粘率，即可得到不同原油粘度下超声波作用后稠油的动态降粘规律，见图7。
从表4和图7可以看出：原油粘度越高，超声波的动态降粘率越高，原油粘度从1000mPa.s升高到5000 mPa.s，降粘率从18.16%提高得到25.45%。
实施例5
不同含水率下超声波稠油降粘动态模拟实验，包括以下步骤：
步骤一、前期准备：首先测量被测试岩芯的外部尺寸长度为12cm，其次对岩芯进行清洗、烘干称重，将岩芯放置在岩心加持器1中，用橡胶筒103抱紧。
步骤二、实验装置检测：连接实验装置，检查各管线和阀门的气密性，岩心夹持器1是否完好、是否漏水，检查超声波发生器3的线路。
步骤三、实验预处理：开启围压泵2加围压，向岩芯提供上覆压力，上覆压力由围压压力表15显示。
步骤四、驱替预处理：开启驱替泵6，驱替满超声波换能器4与岩芯之间的空间。
步骤五、岩芯抽真空和饱和模拟地层水，饱和水后称重，计算岩心的孔隙体积；然后饱和原油，计算岩芯的原始含油饱和度。
步骤六、首先将岩芯一次水驱至产出液含水30%为止，然后设定超声波发生器3的工作参数，然后开启超声波发生器3，超声波换能器4产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表14中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.3MPa；盛液容器12接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器3和驱替泵6的电源，换下相同长度和直径的岩芯，岩芯分别一次水驱至产出液含水50%、70%、90%为止，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同含水率下岩芯所驱出稠油的降粘数据，测试结果见表5。
表5 不同含水率下超声波作用后稠油的动态降粘率
| 含水率，% | 30 | 50 | 70 | 90 |
| 原油粘度，mPa.s | 1986 | 1701 | 1640 | 1870 |
| 降粘率，% | 14.10 | 17.01 | 18.83 | 19.12 |
步骤七、数据处理：整理好不同含水率下超声波作用后的原油粘度，计算出降粘率，即可得到不同含水率下超声波作用后稠油的动态降粘规律，见图8。
从表5和图8可以看出：随着含水率的增加，超声波作用后稠油的动态降粘率增加。
Claims (4)
1.一种超声波稠油降粘动态模拟实验装置，其特征在于，该装置包括岩心夹持器、围压泵、超声波发生器、超声波换能器、换能-驱替接头、驱替泵、控制阀一、控制阀二、中间容器一、中间容器二、加热套、盛液容器、出液口控制阀、驱替压力表、围压压力表、围压控制阀、进液控制阀、三通阀、控压阀；
所述的围压泵与岩心夹持器通过管线相连，之间依次连接围压压力表和围压控制阀；所述的超声波发生器，将电能转化为与超声波换能器相匹配的高频交流电信号，与超声波换能器连接；
所述的超声波换能器，将输入的功率转化为超声波再传递出去，一端与超声波发生器连接，另一端与换能-驱替接头连接；所述的换能-驱替接头一端与超声波换能器相连另一端与岩心夹持器相连；
所述的驱替泵与控制阀一和控制阀二相连接，控制阀一和控制阀二分别与中间容器一和中间容器二的底部相连接，中间容器一和中间容器二的顶部出口以及换能-驱替接头通过管线与三通阀相连接；
所述的加热套套在岩心夹持器的侧壁；所述的岩心夹持器的出口通过管线依次连接控压阀、出液口控制阀和盛液容器；
所述的岩心夹持器包括岩心放置处、夹持器外筒、橡胶筒、橡胶密封垫、空心钢管、引流管线、堵头一、橡胶套堵头、换能-驱替接口、围压阀；所述的橡胶筒位于夹持器外筒内；岩心放置处位于橡胶筒内，其左端放置橡胶密封垫片，右端放置空心钢管，可以控制放入岩心的长短；空心钢管右端放置堵头，其外螺纹与橡胶套堵头的内螺纹连接，橡胶套堵头外螺纹与夹持器外筒的内螺纹连接；引流管线穿过空心钢管和堵头，橡胶密封垫与换能-驱替接头相连；夹持器外筒的侧壁上设置有围压注入口。
2.根据权利要求1所述的超声波稠油降粘动态模拟实验装置，其特征在于，所述的换能-驱替接头由超声波换能器接头、进液阀、超声波发生腔、夹持器接口组成，其中、超声波换能器接头、进液阀、超声波发生腔、夹持器接口分别位于换能-驱替接头的左端、下端、内部和右端。
3.根据权利要求1所述的超声波稠油降粘动态模拟实验装置，其特征在于，所述换能-驱替接头与岩心夹持器外筒的内侧壁螺纹连接。
4.一种超声波稠油降粘动态模拟实验方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：
步骤一、前期准备：首先测量被测试岩芯的外部尺寸，其次对岩芯进行清洗、烘干称重，将岩芯放置在岩心夹持器中，用橡胶筒抱紧；
步骤二、实验装置检测：连接实验装置，检查各管线和阀门的气密性，岩心夹持器是否完好、是否漏水，检查超声波发生器的线路；
步骤三、实验预处理：开启围压泵加围压，向岩芯提供上覆压力，上覆压力由围压压力表显示；
步骤四、驱替预处理：开启驱替泵，驱替满超声波换能器与岩芯之间的空间；
步骤五、岩芯抽真空和饱和模拟地层水，饱和水后称重，计算岩心的孔隙体积；然后饱和原油，计算岩芯的原始含油饱和度；
步骤六、超声波稠油降粘模拟实验：对步骤五中处于饱和原油状态下的被测试岩芯进行不同处理距离下超声波稠油降粘动态模拟实验、不同驱替压力下超声波稠油降粘动态模拟实验、不同驱替介质下超声波稠油降粘动态模拟实验、不同含水率下超声波稠油降粘动态模拟实验；
当对被测试岩芯进行不同处理距离下超声波稠油降粘动态模拟实验时，首先将岩芯一次水驱至产出液含水50-60％为止，然后设定超声波发生器的工作参数，然后开启超声波发生器，超声波换能器产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.2-0.5MPa；盛液容器接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器和驱替泵的电源，换下另一长度尺寸的岩芯，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同处理距离下岩芯所驱出稠油的降粘数据；
当对被测试岩芯进行不同驱替压力下超声波稠油降粘动态模拟实验时，首先将岩芯一次水驱至产出液含水50-60％为止，然后设定超声波发生器的工作参数，然后开启超声波发生器，超声波换能器产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.2-0.5MPa；盛液容器接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器和驱替泵的电源，换下相同长度和直径的岩芯，改变驱替压力，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同驱替压力下岩芯所驱出稠油的降粘数据；
当对被测试岩芯进行不同驱替介质下超声波稠油降粘动态模拟实验时，首先将岩芯一次水驱至产出液含水50-60％为止，然后设定超声波发生器的工作参数，然后开启超声波发生器，超声波换能器产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.2-0.5MPa；盛液容器接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器和驱替泵的电源，换下相同长度和直径的岩芯，改变驱替介质，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同驱替介质下岩芯所驱出稠油的降粘数据；
当对被测试岩芯进行不同原油粘度下超声波稠油降粘动态模拟实验时，首先将岩芯一次水驱至产出液含水50-60％为止，然后设定超声波发生器的工作参数，然后开启超声波发生器，超声波换能器产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.2-0.5MPa；盛液容器接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器和驱替泵的电源，换下相同长度和直径的岩芯，改变原油粘度，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同原油粘度下岩芯所驱出稠油的降粘数据；
当对被测试岩芯进行不同含水率下超声波稠油降粘动态模拟实验时，首先将岩芯一次水驱至产出液含水30％为止，然后设定声波发生器的工作参数，然后开启超声波发生器，超声波换能器产生相应频率和振幅的超声波；同时设置驱替速率，开始驱替，从驱替压力表中记录驱替压力，保证驱替压力小于围压0.2-0.5MPa；盛液容器接收所驱替出来的液体，实验完之后进行油水分离，测量驱出油的粘度，记录数据；然后退掉围压，关闭超声波发生器和驱替泵的电源，换下相同长度和直径的岩芯，岩芯分别一次水驱至产出液含水50％、70％、90％为止，重复上述步骤，直至岩芯全部测完，即可得到超声波不同含水率下岩芯所驱出稠油的降粘数据；
步骤七、数据处理：整理好不同处理距离下、不同驱替压力下、不同驱替介质下、不同原油粘度下以及不同含水率下超声波作用后的原油粘度，计算出降粘率，即可得到不同处理距离下、不同驱替压力下、不同驱替介质下以及不同含水率下超声波作用后稠油的动态降粘规律。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911345111.5A CN111088968B (zh) | 2019-12-24 | 2019-12-24 | 一种超声波稠油降粘动态模拟实验装置及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911345111.5A CN111088968B (zh) | 2019-12-24 | 2019-12-24 | 一种超声波稠油降粘动态模拟实验装置及方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111088968A CN111088968A (zh) | 2020-05-01 |
| CN111088968B true CN111088968B (zh) | 2022-01-21 |
Family
ID=70395284
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201911345111.5A Active CN111088968B (zh) | 2019-12-24 | 2019-12-24 | 一种超声波稠油降粘动态模拟实验装置及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111088968B (zh) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112540036B (zh) * | 2020-11-30 | 2022-07-08 | 核工业北京化工冶金研究院 | 一种超声波和表面活性剂耦合增渗实验方法 |
| CN113340993B (zh) * | 2021-06-01 | 2023-07-14 | 中国石油大学(北京) | 一种针对稠油饱和岩样可控温控压的超声监测装置及方法 |
| CN113236241B (zh) * | 2021-06-03 | 2022-05-17 | 西南石油大学 | 一种空化储层改造测试试验方法 |
| CN114544769A (zh) * | 2022-02-25 | 2022-05-27 | 东北石油大学 | 岩心驱替试验装置和方法 |
| CN114720347B (zh) * | 2022-04-07 | 2022-12-02 | 东北石油大学 | 一种功率超声提高页岩油采收率的检测装置及方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6279653B1 (en) * | 1998-12-01 | 2001-08-28 | Phillips Petroleum Company | Heavy oil viscosity reduction and production |
| CN2911173Y (zh) * | 2006-05-26 | 2007-06-13 | 孙卫 | 超声波降粘器 |
| CN101975053A (zh) * | 2010-09-27 | 2011-02-16 | 中国石油大学(华东) | 一种水力脉冲驱油实验装置及实验方法 |
| CN102587874A (zh) * | 2012-03-28 | 2012-07-18 | 中国石油大学(华东) | 超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验装置及实验方法 |
| CN203961937U (zh) * | 2014-07-21 | 2014-11-26 | 中国海洋石油总公司 | 基于超声波饱和度探测的聚合物驱油物理模拟实验装置 |
| CN207229079U (zh) * | 2017-06-09 | 2018-04-13 | 西安石油大学 | 一种大功率超声波油层处理系统 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2994660C (en) * | 2015-08-06 | 2022-12-06 | Ventora Technologies Ag | Method and device for sonochemical treatment of well and reservoir |
-
2019
- 2019-12-24 CN CN201911345111.5A patent/CN111088968B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6279653B1 (en) * | 1998-12-01 | 2001-08-28 | Phillips Petroleum Company | Heavy oil viscosity reduction and production |
| CN2911173Y (zh) * | 2006-05-26 | 2007-06-13 | 孙卫 | 超声波降粘器 |
| CN101975053A (zh) * | 2010-09-27 | 2011-02-16 | 中国石油大学(华东) | 一种水力脉冲驱油实验装置及实验方法 |
| CN102587874A (zh) * | 2012-03-28 | 2012-07-18 | 中国石油大学(华东) | 超声波辅助稠油层内水热催化裂解实验装置及实验方法 |
| CN203961937U (zh) * | 2014-07-21 | 2014-11-26 | 中国海洋石油总公司 | 基于超声波饱和度探测的聚合物驱油物理模拟实验装置 |
| CN207229079U (zh) * | 2017-06-09 | 2018-04-13 | 西安石油大学 | 一种大功率超声波油层处理系统 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 超声波对油层作用效应的实验研究;王瑞飞等;《石油实验地质》;20060430(第02期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111088968A (zh) | 2020-05-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111088968B (zh) | 一种超声波稠油降粘动态模拟实验装置及方法 | |
| CN102031955B (zh) | 一种超声波辅助储层化学解堵实验装置及实验方法 | |
| CN101985875B (zh) | 一种水力脉冲辅助储层化学解堵实验装置及实验方法 | |
| CN203502388U (zh) | 一种岩石损伤和渗透测试装置 | |
| CN102778554B (zh) | 超临界co2致裂增加页岩气储层渗透率的实验装置 | |
| CN106769790B (zh) | 一种超声波作用下基于液体压力脉冲的页岩渗透率测试装置及方法 | |
| CN203191270U (zh) | 一种脉冲水力压裂改造页岩储层的实验装置 | |
| CN112031727B (zh) | 一种压裂水平井多介质吞吐的物理模拟装置和方法 | |
| CN103161455B (zh) | 高温高压泥页岩井壁稳定性评价装置 | |
| CN108266166B (zh) | 一种裂缝性油藏波动采油微观射流增渗机制评价实验装置与方法 | |
| CN109298162A (zh) | 不同相态二氧化碳致裂页岩装置及实验方法 | |
| CN111236935B (zh) | 一种模拟co2酸压酸刻蚀裂缝过程的实验装置及方法 | |
| CN102645396A (zh) | 一种提高煤岩渗透率的试验方法及其装置 | |
| CN108507919B (zh) | 一种径向流流动模式下页岩全直径岩心启动压力测试方法 | |
| CN108166968B (zh) | 测量焖井对致密岩芯渗透率影响的实验系统和方法 | |
| CN113216962B (zh) | 超声活化压裂液的协同增透促解吸实验系统及增透促解吸实验方法 | |
| CN112627783A (zh) | 低频变压提高注气采收率的实验装置 | |
| CN112304842B (zh) | 一种页岩油co2/n2交替驱替注入量模拟分析方法 | |
| CN104535724A (zh) | 测量超临界二氧化碳压裂液滤失系数的装置及方法 | |
| CN114658401B (zh) | 一种模拟非均质油藏注气提高采收率的实验装置及方法 | |
| CN107340333B (zh) | 三维大功率超声控制含气泡淤泥固结试验系统及其方法 | |
| CN107420095B (zh) | 室内振动驱油模拟实验装置及实验方法 | |
| CN108894773A (zh) | 超临界co2压裂水泥胶结面致裂实验设备及方法 | |
| CN105241750A (zh) | 用于室内三轴水力压裂试验的压头系统 | |
| CN110529107A (zh) | 煤层应变、渗流、驱替及射流综合试验装置及方法 |
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 |