CN112727418A - 一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置 - Google Patents
一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112727418A CN112727418A CN202110077166.3A CN202110077166A CN112727418A CN 112727418 A CN112727418 A CN 112727418A CN 202110077166 A CN202110077166 A CN 202110077166A CN 112727418 A CN112727418 A CN 112727418A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- temperature
- oil shale
- cooling device
- pressure transmission
- temperature fluid
- 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
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 69
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 title claims abstract description 61
- 238000004088 simulation Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 67
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 58
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 28
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 28
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 73
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 20
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 13
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 11
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 11
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 8
- 210000005056 cell body Anatomy 0.000 claims description 7
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 7
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 239000000110 cooling liquid Substances 0.000 claims description 6
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 45
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 27
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 23
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 11
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 11
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 8
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000010720 hydraulic oil Substances 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 2
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000000280 densification Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/241—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection combined with solution mining of non-hydrocarbon minerals, e.g. solvent pyrolysis of oil shale
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明涉及一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置，属于地下非常规油气资源特殊开采技术领域；包括耐高温高压长距离反应装置、高温流体发生系统、主路大型快速冷凝器、支路冷凝与产物收集系统以及温度监测系统，耐高温高压长距离反应装置主要由耐高温高压长距离反应釜和刚性传压组件构成，该反应装置解决现有装置无法精确且全面模拟各个变量控制下油气产物品质的现状问题，本发明所用装置结构简单，适用于热解温度600℃，埋深500m以浅的地质环境。
Description
技术领域
本发明属于地下非常规油气资源特殊开采技术领域，具体涉及一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置。
背景技术
全世界油页岩资源储量丰富，折合成页岩油可达4546亿吨，远高于世界探明的原油资源储量，其高效开采对缓解石油紧缺现状具有重要意义。大部分的油页岩资源存储于地下，目前世界上许多国家倡导通过原位加热技术开采油页岩，根据热源的不同，油页岩的原位加热方式可分为传导加热、对流加热以及燃烧与辐射加热三大类。鉴于油页岩导热性极差的特点，国内外诸多专家学者正积极进行对流加热开采油页岩技术的研究，该技术就是把注热井通入矿层中，进而对在矿体内注入高温流体，对有机质（干酪根）进行加热，通过生产井将干酪根裂解生成的油气开采出来。在该过程中，注热的温度、热解的时间以及热解路程等因素均会影响油气产物的品质。获得这些合理的参数对原位加热技术的现场应用具有重要的意义。因此，有必要得到高温流体开采条件下各个影响因素对油气品质的定量影响规律。现有的模拟装置规格均较小，只能进行注热温度影响油页岩油气产物品质的研究，所得结果无法为注热井和生产井的间距布置提供参考，无法为现场实际提供理论依据。
发明内容
本发明克服了现有技术的不足，提出一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置；解决现有装置无法精确且全面模拟各个变量控制下油气产物品质的现状问题。
为了达到上述目的，本发明是通过如下技术方案实现的。
一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置，由耐高温高压长距离反应装置、高温流体发生系统、主路大型快速冷凝器、支路冷凝与产物收集系统、温度监测系统组成；
所述耐高温高压长距离反应装置包括反应釜和刚性传压组件，所述反应釜内部装有复合油页岩试样结构，反应釜上部设置有注浆孔以及注浆孔两侧的若干个测温孔，所述测温孔连接有热电偶，所述反应釜侧部设置有若干个冷凝孔，所述冷凝孔与支路冷凝与产物收集系统相连；
所述复合油页岩试样结构由油页岩块体和注浆孔注入的泥浆组成，注浆孔注入的泥浆为油页岩粉末和泥质胶结物的混合体，二者的比例处于1:1~3:1之间，注浆速率为1.5L/min ~5L/min；
所述刚性传压组件包括传压头、传压头卡扣、轴向位移计、传压腔进液口、传压腔装配法兰、连接法兰、水循环冷却装置、传压腔，刚性传压组件通过连接法兰与反应釜相连；
所述高温流体发生通过第一过热管与反应釜相连接，所述主路大型快速冷凝器通过第二过热管与刚性传压组件连接；
所述支路冷凝和产物收集系统主要包括一级冷却装置、二级冷却装置以及油气收集装置，一级冷却装置与二级冷却装置包括相同数量且一一对应的的串联布置的密闭槽体，槽体内设置有换热螺旋管，所述槽体通过管路相互连接，二级冷却装置的槽体下部连接有油气收集装置。
进一步的，所述冷凝孔与测温孔的数量相同且一一对应，相对应的冷凝孔与测温孔位于反应釜的同一横截面上。
进一步的，所述油页岩块体可以是完整的岩芯，也可以是破碎的块体。
进一步的，需要加压时，通过传压腔进液口往传压腔注入压力液，推动传压头往前提供压力；轴向位移计用于记录轴向位移量，水循环冷却装置内部与连接法兰间设有多个可以提高换热效率的锯齿片。
进一步的，所述高温流体发生系统包括高压泵、加热装置，高压泵与加热装置之间的管路上设置有单向阀，加热装置包括釜体，所述釜体外侧缠绕设置有锅炉钢盘管，所述釜体的顶端设置有安全阀，锅炉钢盘管通过第一过热管与反应釜相连接。
进一步的，所述第一过热管上设置有第一阀门以及压力表。
进一步的，所述一级冷却装置的槽体内部换热螺旋管与反应釜的冷凝孔相连接的管路上设置有第二阀门；一级冷却装置内部的换热螺旋管通过管路与下部相对应的二级冷却装置内部的换热螺旋管相连接，所述管路上设置有第一温度感应电磁控制阀；二级冷却装置内部的换热螺旋管通过管路直接与下部相对应的油气收集装置相连接；一级冷却装置的换热螺旋管出口位置设置有直接通向油气收集装置的管路，所述管路上设有第二温度感应电磁控制阀。
进一步的，所述油气收集装置内部装有水，上部连接导管，所述导管的进口端设置于油气收集装置的内部并且与水面相隔一定间距，所述导管内部装有干燥剂。
进一步的，所述一级冷却装置与二级冷却装置的槽体内部装有冷却液，冷却液为45%的乙二醇和55%的水混合液，各个槽体串联连接，外接冷却降温设备，可制造-20℃的低温环境，冷却降温设备与槽体间装有增压泵。
更进一步的，所述的温度监测系统包括热电偶、无纸记录仪以及PC。
本发明相对于现有技术所产生的有益效果为：
（1）通过利用本发明提供的模拟装置，可进行6m长度下油页岩的热解试验，尺度更大，所进行的高温流体开采油页岩的模拟过程与现场更为接近。
（2）通过利用本发明提供的模拟装置，能够得到热解温度、热解时间以及反应路程等多变量对油页岩油产量和品质的定量化表征。
（3）通过利用本发明提供的模拟装置以及利用该装置进行的模拟方法，能够对现场注热井和开采井间距的布置提供指导。
（4）本发明提供的模拟装置，样品布置简便，容易操控。
附图说明
下面结合附图对本发明作进一步详细的说明：
图1是本发明整体的结构示意图；
图2是图1中反应釜和支路冷凝与产物收集系统的结构示意图；
图3是图2的轴向剖视图；
图4是图1中刚性传压组件的结构示意图；
其中，1为反应釜、2为复合油页岩试样结构、3为法兰盘、4为注浆孔、5为热电偶、6为冷凝孔、7为传压头、8为传压头卡扣、9为轴向位移计、10为传压腔进液口、11为连接法兰、12为传压腔装配法兰、13为水循环冷却装置、14为锯齿片、15为高压泵、16为单向阀、17为加热装置、18为釜体、19为锅炉钢盘管、20为安全阀、21为第一过热管、22为压力表、23为第一阀门、24为第二过热管、25为主路大型快速冷凝器、26为一级冷却装置、27为二级冷却装置、28为油气收集装置、29为槽体、30为第二阀门、31为换热螺旋管、32为冷却液、33为第一温度感应电磁控制阀、34为第二温度感应电磁控制阀、35为导管、36为干燥剂、37为冷却降温设备、38为增压泵、39为无纸记录仪、40为PC、41为注浆阀门。
具体实施方式
为了使本发明所要解决的技术问题、技术方案及有益效果更加清楚明白，结合实施例和附图，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。下面结合实施例及附图详细说明本发明的技术方案，但保护范围不被此限制。
如图1—4所示，本发明提供了一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置，由耐高温高压长距离反应装置、高温流体发生系统、主路大型快速冷凝器25、支路冷凝与产物收集系统、温度监测系统组成。
所述耐高温高压长距离反应装置包括反应釜1和刚性传压组件。
所述反应釜1为水平设置的圆筒形结构，其长度设计为6.0m，内径设计为101mm，反应釜1内部装有复合油页岩试样结构2，反应釜1两端焊接有耐高温高压的法兰盘3。在反应釜1上部的不同位置等距离地进行钻孔，钻孔间距为0.8m，一共8组钻孔。其中，中部钻孔为注浆孔4，用于泥浆的注入，所述注浆孔4上设置有注浆阀门41，其余钻孔为与高精密K型热电偶5相连的测温孔，用于监测反应釜1内部不同位置的温度；所述反应釜1的侧面开设有7组冷凝孔6，所述冷凝孔6与上部的测温孔一一对应，即相对应的冷凝孔6与测温孔位于反应釜1的同一个横截面上，反应釜1通过所述冷凝孔6与支路冷凝与产物收集系统相连。
反应釜1外围通过耐高温的隔热材料进行保温工作，以减少热量的损失。复合油页岩试样结构2由油页岩块体和注浆孔注入的泥浆组成，油页岩块体可以是完整的岩芯，也可以是破碎的块体。注浆孔4注入的泥浆为油页岩粉末和泥质胶结物的混合体，二者的比例处于1:1~3:1之间，注浆速率为1.5L/min ~5L/min。
所述刚性传压组件主要包括传压头7、传压头卡扣8、轴向位移计9、传压腔进液口10、传压腔装配法兰12、传压系统与反应釜的连接法兰11、水循环冷却装置13以及传压腔。
整个刚性传压组件通过连接法兰11与反应釜1相连，拧开连接法兰11可将刚性传压组件整体拆卸；需要加压时，首先放置传压头7使压头与反应釜1内部的样品接触，然后安装传压头卡扣8，通过传压腔进液口10往传压腔注入压力液，压力液提供的压力由传压头卡扣8传递到传压头7，使传压头7往前提供压力，压力大小由压力液控制；轴向位移计9可记录轴向位移量，模拟实验开始前提供初始应力时，由于反应釜1的长度为6.0m，反应釜1内的样品压密阶段位移量较大，需提前将液压腔缩回到初始状态，若单次注液施轴压时液压腔行程不够，则每次达到最大行程后保压，待轴向变形稳定后，迅速将液压腔缩回到初始状态，改变卡扣8在传压头7上面的咬合位置，使传压头7往前抵住样品，并再次通过传压腔进液口注入压力液，对样品施加轴压。
水循环冷却装置13内部与连接法兰11间设有多个锯齿片14，这样可以提高换热效率。
所述高温流体发生系统包括大容量流体高压泵15，耐腐蚀的单向阀16以及加热装置17。所述耐腐蚀的单向阀16设置于高压泵15与加热装置17之间的管路上，可以使高压泵15输出的流体单向输送至加热装置17，阻断加热装置17的流体向高压泵15回流。流体可以是水或者是高温下不具爆炸倾向性的其它流体，也可以是二者的混合液。
加热装置17的结构主要包括耐高温高压的釜体18、紧密围绕所述釜体18外侧设置的多圈耐腐蚀的锅炉钢盘管19以及安全阀20，所述安全阀20设置于釜体18的顶端；釜体18作为一级加热器，主要起到使流体相态从液态变为气态的作用；锅炉钢盘管19作为二级加热器，主要起到对热流体持续加热的作用；所述安全阀20用于控制釜体18内部的压力不超过规定值，对人身安全和设备运行起到保护作用。
锅炉钢盘管19通过第一过热管21与耐高温高压的法兰盘3连接，所述第一过热管21上焊接有耐高温高压的第一阀门23以及压力表22。
所述主路大型快速冷凝器25通过第二过热管24与刚性传压组件连接，用于高温流体和油气产物的主要冷却工作。
所述支路冷凝和产物收集系统主要包括一级冷却装置26、二级冷却装置27以及油气收集装置28。一级冷却装置26主要包括七组串联布置的密闭不锈钢槽体29，槽体29内均设置有高效的换热螺旋管31，所述槽体29通过管路相互连接。二级冷却装置27同样包括七组串联布置的密闭不锈钢槽体29，槽体29内均设置有高效换热螺旋管31，所述槽体29同样通过管路相互连接。所述油气收集装置28内部装有水，上部连接导管35，所述导管35的进口端设置于油气收集装置28的内部并且与水面相隔一定间距，所述导管35内部装有干燥剂36。
所述一级冷却装置26的七组槽体29分别设置于反应釜1的冷凝孔6下端并且一一对应，所述冷凝孔6通过管路与一级冷却装置26内部的换热螺旋管31相连接，所述管路上设置有第二阀门30。
所述二级冷却装置27的七组槽体29分别设置于一级冷却装置26的七组槽体29下部并且一一对应；所述油气收集装置28的数量为7组，分别设置于二级冷却装置27的七组槽体29下部并且一一对应。
一级冷却装置26内部的换热螺旋管31通过焊接不锈钢直管与下部相对应的二级冷却装置27内部的换热螺旋管31相连接，所述相连接的不锈钢直管上设置有第一温度感应电磁控制阀33，当温度超过注热流体的沸点时，该第一温度感应电磁控制阀33会开启。
二级冷却装置27内部的换热螺旋管31通过焊接不锈钢直管直接与下部相对应的油气收集装置28相连接，并且所述不锈钢直管伸入油气收集装置28内部的水面以下。
一级冷却装置26的换热螺旋管31出口位置焊接有直接通向油气收集装置28的不锈钢直管，并且所述不锈钢直管伸入油气收集装置28内部的水面以下，所述不锈钢直管上设有第二温度感应电磁控制阀34，当温度超过注热流体的沸点时，该第二温度感应电磁控制阀34会关闭。
所述一级冷却装置26与二级冷却装置27的密闭不锈钢槽体29内部装有冷却液32，冷却液32为45%的乙二醇和55%的水混合液。各个槽体29串联连接，外接快速冷却降温设备37，可制造-20℃的低温环境。冷却降温设备37与密闭不锈钢槽体29间装有耐腐蚀的增压泵38。
所述的温度监测系统包括高精密K型热电偶5、无纸记录仪39以及PC40，所述热电偶5用于监测反应釜内部不同位置的温度，无纸记录仪39将采集到的温度数据以时间为基轴记录在仪器内部的存储系统中，PC40用于实时查看采集到的温度数据。
上述多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置，可以对油页岩进行应力约束以及对流加热，注热温度最高达600℃，可模拟埋深500m以浅的地质环境。耐高温高压长距离反应釜1的长度为6m，可以实现不同反应路程下油气的收集功能，根据油气品质和反应路程的定量关系可以为现场实际中注热井和开采井间距的布置提供依据。
实例1
当油页岩埋深为150m，注热温度为400℃。上述多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置使用方法，其具体操作步骤为：
1. 在耐高温高压长距离反应釜1内部充填满破碎的油页岩块体或者完整的油页岩岩芯，反应釜1两端安装高强度盲板，从而限制岩体运移；
2. 通过注浆孔4向反应釜1内部注入泥浆，油页岩粉末和泥质胶结物比例设置为1:1，注浆速率为5L/min，注满之后停止注浆，关闭注浆阀门41；
3. 待浆体充分干燥后，拆除耐高温高压长距离反应釜1两侧盲板，通过连接法兰11将刚性传压组件与耐高温高压长距离反应釜1相连，关闭第一阀门23，通过传压头卡扣8调节传压头7的位置，往水循环冷却装置13通循环水，由传压腔进液口10通入指定液压油到指定压力，通过刚性传压组件施加相应的轴向载荷，轴向位移计9可记录传压头7进入耐高温高压长距离反应釜1的深度；
4. 通过大容量流体高压泵15将流体注入到加热装置17的釜体18中，对釜体18进行加热，待流体温度超过其沸点时，再对锅炉钢盘管19进行加热，当热流体温度较低时，略微开启第一阀门23，使流体对反应釜1进行预热；当高温流体温度较高时，完全打开第一阀门23，使高温流体开始以对流加热方式热解油页岩；
5. 以热电偶5的温度为准，当温度为300℃时，控制热解时间一定，依次打开第二阀门30，从而进行特定时间的油气采集工作；之后关闭第二阀门30，继续延长热解时间，重复上述工作，进行不同热解时间下油气采集工作；
6. 主路大型快速冷凝器25的上部为采气口，下部为采油口；而油气收集装置28内页岩油会漂浮于水面，最后可通过物理方法分离，导管35出口可进行气体收集；
7. 当完成上一注热温度的油气采集工作后，关闭第二阀门30，将高温流体温度升高至下一温度点，同样进行不同热解时间下油气采集工作；
8. 每间隔50℃进行升温，按照上述步骤完成油气收集工作，直到温度到550℃，油气采集工作完成；
9. 对收集到的页岩油进行密度测试和模拟蒸馏分析，对不同注热温度、热解时间以及热解路程下页岩油的API值和不同馏分油收率进行定量分析，可以得到页岩油品质与注热温度、热解时间以及热解路程间的定量关系；
10. 通过对不同注热温度及不同热解时间下得到的页岩油品质与反应路程间的关系进行拟合，可以对注热井和生产井间距提供指导。
进一步说明，在进行不同注热温度下支路冷凝与产物收集工作时，当一级冷却装置26的高效换热螺旋管31出口温度达到注热流体的沸点时，第二温度感应电磁控制阀34关闭，第一温度感应电磁控制阀33开启，此时一级冷却装置26和二级冷却装置27均进行流体的冷却工作。当一级冷却装置26的高效换热螺旋管31出口温度未达到注热流体的沸点时，第二温度感应电磁控制阀34开启，第一温度感应电磁控制阀33关闭，此时只有一级冷却装置进行流体的冷却工作。
实例2
当油页岩埋深为500m，注热温度为600℃。一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置使用方法，其具体操作步骤为：
1. 在耐高温高压长距离反应釜1内部充填满破碎的油页岩块体或者完整的油页岩岩芯，反应釜1两端安装高强度盲板，从而限制岩体运移；
2. 通过注浆孔4向反应釜1内部注入泥浆，油页岩粉末和泥质胶结物比例设置为3:1，注浆速率为1.5L/min，注满之后停止注浆，关闭注浆阀门41；
3. 待浆体充分干燥后，拆除耐高温高压长距离反应釜1两侧盲板，通过法兰盘3将刚性传压组件与耐高温高压长距离反应釜1相连，关闭第一阀门23，通过传压头卡扣8调节传压头7的位置，往水循环冷却装置13通循环水，由传压腔进液口10通入指定液压油到指定压力，通过刚性传压组件施加相应的轴向载荷，轴向位移计9可记录传压头7进入耐高温高压长距离反应釜1的深度；
4. 通过大容量流体高压泵15将流体注入到加热装置17的釜体18中，对釜体18进行加热，待流体温度超过其沸点时，再对锅炉钢盘管19进行加热，当热流体温度较低时，略微开启第一阀门23，使流体对反应釜1进行预热；当高温流体温度较高时，完全打开第一阀门23，使高温流体开始以对流加热方式热解油页岩；
5. 以热电偶5的温度为准，当温度为300℃时，控制热解时间一定，依次打开第二阀门30，从而进行特定时间的油气采集工作；之后关闭第二阀门30，继续延长热解时间，重复上述工作，进行不同热解时间下油气采集工作；
6. 主路大型快速冷凝器25的上部为采气口，下部为采油口；而油气收集装置28内页岩油会漂浮于水面，最后可通过物理方法分离，导管35出口可进行气体收集；
7. 当完成上一注热温度的油气采集工作后，关闭第一阀门23，将高温流体温度升高至下一温度点，同样进行不同热解时间下油气采集工作；
8. 每间隔50℃进行升温，按照上述步骤完成油气收集工作，直到温度到550℃，油气采集工作完成；
9. 对收集到的页岩油进行密度测试和模拟蒸馏分析，对不同注热温度、热解时间以及热解路程下页岩油的API值和不同馏分油收率进行定量分析，可以得到页岩油品质与注热温度、热解时间以及热解路程间的定量关系；
10. 通过对不同注热温度及不同热解时间下得到的页岩油品质与反应路程间的关系进行拟合，可以对注热井和生产井间距提供指导。
进一步说明，在进行不同注热温度下支路冷凝与产物收集工作时，当一级冷却装置26的高效换热螺旋管31出口温度达到注热流体的沸点时，第二温度感应电磁控制阀34关闭，第一温度感应电磁控制阀33开启，此时一级冷却装置26和二级冷却装置27均进行流体的冷却工作。当一级冷却装置26的高效换热螺旋管31出口温度未达到注热流体的沸点时，第二温度感应电磁控制阀34开启，第一温度感应电磁控制阀33关闭，此时只有一级冷却装置进行流体的冷却工作。
对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。不应将权利要求中的任何附图标记视为限制所涉及的权利要求。
Claims (10)
1.一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置，其特征在于：包括耐高温高压长距离反应装置、高温流体发生系统、主路大型快速冷凝器（25）、支路冷凝与产物收集系统、温度监测系统；
所述耐高温高压长距离反应装置包括反应釜（1）和刚性传压组件，所述反应釜（1）内部装有复合油页岩试样结构（2），反应釜（1）上部设置有注浆孔（4）以及注浆孔两侧的若干个测温孔，所述测温孔连接有热电偶（5），所述反应釜（1）侧部设置有若干个冷凝孔（6），所述冷凝孔（6）与支路冷凝与产物收集系统相连；
所述复合油页岩试样结构（2）由油页岩块体和注浆孔注入的泥浆组成，注浆孔（4）注入的泥浆为油页岩粉末和泥质胶结物的混合体，二者的比例处于1:1~3:1之间，注浆速率为1.5L/min ~5L/min；
所述刚性传压组件包括传压头（7）、传压头卡扣（8）、轴向位移计（9）、传压腔进液口（10）、传压腔装配法兰（12）、连接法兰（11）、水循环冷却装置（13）、传压腔，刚性传压组件通过连接法兰（11）与反应釜（1）相连；
所述高温流体发生系统通过第一过热管（21）与反应釜（1）相连接，所述主路大型快速冷凝器（25）通过第二过热管（24）与刚性传压组件连接；
所述支路冷凝和产物收集系统主要包括一级冷却装置（26）、二级冷却装置（27）以及油气收集装置（28），一级冷却装置（26）与二级冷却装置（27）包括相同数量且一一对应的的串联布置的密闭槽体（29），槽体（29）内设置有换热螺旋管（31），所述槽体（29）通过管路相互连接，二级冷却装置（27）的槽体下部连接有油气收集装置（28）。
2.根据权利要求1所述的一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置，其特征在于：所述冷凝孔（6）与测温孔的数量相同且一一对应，相对应的冷凝孔（6）与测温孔位于反应釜（1）的同一横截面上。
3.根据权利要求1所述的一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置，其特征在于：所述油页岩块体可以是完整的岩芯，也可以是破碎的块体。
4.根据权利要求1所述的一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置，其特征在于：需要加压时，通过传压腔进液口（10）往传压腔注入压力液，推动传压头（7）往前提供压力；轴向位移计（9）用于记录轴向位移量，水循环冷却装置（13）内部与连接法兰（11）间设有多个可以提高换热效率的锯齿片（14）。
5.根据权利要求1所述的一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置，其特征在于：所述高温流体发生系统包括高压泵（15）、加热装置（17），高压泵（15）与加热装置（17）之间的管路上设置有单向阀（16），加热装置包括釜体（18），所述釜体（18）外侧缠绕设置有锅炉钢盘管（19），所述釜体（18）的顶端设置有安全阀（20），锅炉钢盘管（19）通过第一过热管（21）与反应釜（1）相连接。
6.根据权利要求1所述的一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置，其特征在于：所述第一过热管（21）上设置有第一阀门（23）以及压力表（22）。
7.根据权利要求1所述的一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置，其特征在于：所述一级冷却装置（26）的槽体（29）内部换热螺旋管（31）与反应釜（1）的冷凝孔（6）相连接的管路上设置有第二阀门（30）；一级冷却装置（26）内部的换热螺旋管（31）通过管路与下部相对应的二级冷却装置（27）内部的换热螺旋管（31）相连接，所述管路上设置有第一温度感应电磁控制阀（33）；二级冷却装置（27）内部的换热螺旋管（31）通过管路直接与下部相对应的油气收集装置（28）相连接；一级冷却装置（26）的换热螺旋管（31）出口位置设置有直接通向油气收集装置（28）的管路，所述管路上设有第二温度感应电磁控制阀（34）。
8.根据权利要求1所述的一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置，其特征在于：所述油气收集装置（28）内部装有水，上部连接导管（35），所述导管（35）的进口端设置于油气收集装置（28）的内部并且与水面相隔一定间距，所述导管（35）内部装有干燥剂（36）。
9.根据权利要求1所述的一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置，其特征在于：所述一级冷却装置（26）与二级冷却装置（27）的槽体（29）内部装有冷却液（32），冷却液（32）为45%的乙二醇和55%的水混合液，各个槽体（29）串联连接，外接冷却降温设备（37），可制造-20℃的低温环境，冷却降温设备（37）与槽体（29）间装有增压泵（38）。
10.根据权利要求1所述的一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置，其特征在于：所述的温度监测系统包括热电偶（5）、无纸记录仪（39）以及PC（40）。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110077166.3A CN112727418B (zh) | 2021-01-20 | 2021-01-20 | 一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110077166.3A CN112727418B (zh) | 2021-01-20 | 2021-01-20 | 一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112727418A true CN112727418A (zh) | 2021-04-30 |
| CN112727418B CN112727418B (zh) | 2022-09-02 |
Family
ID=75593577
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110077166.3A Active CN112727418B (zh) | 2021-01-20 | 2021-01-20 | 一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112727418B (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113621399A (zh) * | 2021-08-20 | 2021-11-09 | 太原理工大学 | L型粉末或块状有机岩超临界水氧反应装置及其使用方法 |
| CN113926380A (zh) * | 2021-12-16 | 2022-01-14 | 太原理工大学 | 中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统 |
| CN113926379A (zh) * | 2021-12-15 | 2022-01-14 | 太原理工大学 | 中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢方法 |
Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4143917A (en) * | 1977-10-11 | 1979-03-13 | Continental Oil Company | In-situ retorting of oil shale with in-situ formed arches |
| US20070181465A1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-08-09 | Collette Jerry R | Thermal recovery of petroleum crude oil from tar sands and oil shale deposits |
| US20120138422A1 (en) * | 2010-03-23 | 2012-06-07 | Dana Todd C | High performance retort structure |
| CN104897551A (zh) * | 2015-06-19 | 2015-09-09 | 中国地质大学（武汉） | 一种高温高压热流体渗流模拟装置 |
| CN105823795A (zh) * | 2016-06-07 | 2016-08-03 | 吉林大学 | 一种大尺寸导流池干热岩裂隙热能置换装置 |
| WO2017161916A1 (zh) * | 2016-03-22 | 2017-09-28 | 西南石油大学 | 大模型裂缝岩心保持原始油水饱和度的直接制作方法 |
| CN109211961A (zh) * | 2018-10-15 | 2019-01-15 | 吉林大学 | 一种水氧联合作用油页岩热解实验装置及其热解方法 |
| CN110005390A (zh) * | 2019-03-26 | 2019-07-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 中低成熟度页岩油大井距原位转化开采页岩油气的方法 |
| CN110965968A (zh) * | 2020-01-13 | 2020-04-07 | 黑龙江省飞谱思能源科技有限公司 | 页岩油层油气开采模拟评价装置 |
| CN211287645U (zh) * | 2019-12-09 | 2020-08-18 | 聊城大学 | 大纵深水合物开采模拟装置 |
| CN112031714A (zh) * | 2020-08-06 | 2020-12-04 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种大尺度全尺寸开采井三维综合试验开采系统 |
| US20200385638A1 (en) * | 2019-06-04 | 2020-12-10 | Red Leaf Resources, Inc. | Radial flow oil shale retort |
-
2021
- 2021-01-20 CN CN202110077166.3A patent/CN112727418B/zh active Active
Patent Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4143917A (en) * | 1977-10-11 | 1979-03-13 | Continental Oil Company | In-situ retorting of oil shale with in-situ formed arches |
| US20070181465A1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-08-09 | Collette Jerry R | Thermal recovery of petroleum crude oil from tar sands and oil shale deposits |
| US20120138422A1 (en) * | 2010-03-23 | 2012-06-07 | Dana Todd C | High performance retort structure |
| CN104897551A (zh) * | 2015-06-19 | 2015-09-09 | 中国地质大学（武汉） | 一种高温高压热流体渗流模拟装置 |
| WO2017161916A1 (zh) * | 2016-03-22 | 2017-09-28 | 西南石油大学 | 大模型裂缝岩心保持原始油水饱和度的直接制作方法 |
| CN105823795A (zh) * | 2016-06-07 | 2016-08-03 | 吉林大学 | 一种大尺寸导流池干热岩裂隙热能置换装置 |
| CN109211961A (zh) * | 2018-10-15 | 2019-01-15 | 吉林大学 | 一种水氧联合作用油页岩热解实验装置及其热解方法 |
| CN110005390A (zh) * | 2019-03-26 | 2019-07-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 中低成熟度页岩油大井距原位转化开采页岩油气的方法 |
| US20200385638A1 (en) * | 2019-06-04 | 2020-12-10 | Red Leaf Resources, Inc. | Radial flow oil shale retort |
| CN211287645U (zh) * | 2019-12-09 | 2020-08-18 | 聊城大学 | 大纵深水合物开采模拟装置 |
| CN110965968A (zh) * | 2020-01-13 | 2020-04-07 | 黑龙江省飞谱思能源科技有限公司 | 页岩油层油气开采模拟评价装置 |
| CN112031714A (zh) * | 2020-08-06 | 2020-12-04 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种大尺度全尺寸开采井三维综合试验开采系统 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 柏静儒等: "油页岩气体热载体干馏炉冷态速度场模拟及优化", 《东北电力大学学报》 * |
| 耿毅德等: "不同温压条件下油页岩孔裂隙结构演化试验研究", 《岩石力学与工程学报》 * |
| 赵静: "原位开采状态下油页岩渗透特性演化规律研究", 《岩石力学与工程学报》 * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113621399A (zh) * | 2021-08-20 | 2021-11-09 | 太原理工大学 | L型粉末或块状有机岩超临界水氧反应装置及其使用方法 |
| CN113621399B (zh) * | 2021-08-20 | 2022-09-09 | 太原理工大学 | L型粉末或块状有机岩超临界水氧反应装置及其使用方法 |
| CN113926379A (zh) * | 2021-12-15 | 2022-01-14 | 太原理工大学 | 中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢方法 |
| CN113926379B (zh) * | 2021-12-15 | 2022-02-18 | 太原理工大学 | 中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢方法 |
| CN113926380A (zh) * | 2021-12-16 | 2022-01-14 | 太原理工大学 | 中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统 |
| CN113926380B (zh) * | 2021-12-16 | 2022-02-18 | 太原理工大学 | 中试级有机岩长距离多级加热的超临界水氧制油制氢系统 |
| US11850577B2 (en) * | 2021-12-16 | 2023-12-26 | Taiyuan University Of Technology | Pilot-scale supercritical water oxidation oil and hydrogen production system capable of realizing long-distance multi-stage heating of organic rock |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112727418B (zh) | 2022-09-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112730503B (zh) | 一种高温流体开采油页岩的模拟装置的操作方法 | |
| CN112727418B (zh) | 一种多变量因子控制下高温流体开采油页岩的模拟装置 | |
| Sun et al. | Experimental investigation of a novel method for heavy oil recovery using supercritical multithermal fluid flooding | |
| CN112951064A (zh) | 一种页岩储层原位开采高温高压三维物理模拟装置及实验方法 | |
| CN103344537B (zh) | 一种高温高压热解反应的试验方法 | |
| CN102288493B (zh) | 一种含有机质岩体的高温高压三轴试验装置及方法 | |
| CN101709639B (zh) | 模拟深水油气开采的井筒多相流动装置 | |
| CN103206210A (zh) | 热流体压裂开采天然气水合物藏实验装置 | |
| CN114575811B (zh) | 用于不同埋深有机岩储层对流加热开采油气的装置及方法 | |
| CN111119877A (zh) | 一种致密油页岩原位开采渗流-传热实验装置 | |
| CN109211961A (zh) | 一种水氧联合作用油页岩热解实验装置及其热解方法 | |
| CN103452541A (zh) | 边底水稠油油藏蒸汽驱二维比例物理模拟装置及其使用方法 | |
| Kang et al. | The feasibility of in-situ steam injection technology for oil shale underground retorting. | |
| CN117871814A (zh) | 一种富油煤径向原位对流加热实验装置及方法 | |
| CN113445975A (zh) | 一种装置与应用及煤炭地下气化试验系统与方法 | |
| Pan et al. | Review of electric heating technology of oil shale and its simulation | |
| CN108414391B (zh) | 一种高温高压蒸汽热解反应的实验方法 | |
| Kang et al. | Comparative investigation of in situ hydraulic fracturing and high-temperature steam fracturing tests for meter-scale oil shale | |
| CN203145918U (zh) | 一种模拟稠油蒸汽吞吐采油的实验装置及其模型系统 | |
| CN113803038B (zh) | 页岩油热解吞吐一体化的模拟装置及其控制方法 | |
| CN105041281A (zh) | 一种过热蒸汽对储层影响的实验评价系统 | |
| Nie | Study on thermal decomposition of oil shale: Two-phase fluid simulation in wellbore | |
| CN103485753A (zh) | 底水稠油油藏蒸汽驱二维比例物理模拟装置及其使用方法 | |
| CN211648137U (zh) | 一种致密油页岩原位开采渗流-传热实验装置 | |
| CN208872691U (zh) | 一种水氧联合作用油页岩热解实验装置 |
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 |