CO2在原油及高矿化度地层水体系中的溶解试验
Solubility of CO2 in Crude Oil and High Salinity Formation Water System

作者: 赵瑞明 , 张晓宇 , 王 娜 , 王 丹 :中石化西北油田分公司勘探开发研究院,新疆 乌鲁木齐; 崔茂蕾 :中石化石油勘探开发研究院,北京;

关键词: CO2溶解度高温、高压高矿化度CO2 Solubility High Temperature and High Pressure High Salinity

摘要:
在开展深层高矿化度下强边底水油藏CO2驱油评价时,CO2原油溶解分配是一个关键参数。利用自行研制的高温、高压CO2溶解度测定装置,在115℃、49.5 Pa条件下测试CO2在高矿化度地层水、原油以及非饱和油水共存状态下的溶解度。试验结果表明:地层水溶解CO2气体量为28.6 m3/m3,复配原油溶CO2能力为150 m3/m3,在油水体积比1:1条件下,注入的CO2在油水中的分配系数为10.1。

Abstract: The dissolution and distribution of CO2-crude oil was a key parameter in the evaluation of CO2 flooding in a strong and bottom water reservoir with deep and high salinity. The solubility of CO2 in the presence of high salinity formation water, crude oil and unsaturated oil-water system was tested at 115˚C and 49.5 MPa by using a self-developed high temperature and high pressure CO2 solubility measurement device. The experimental results show that the formation water dissolved CO2 gas amount is 28.6 m3/m3, and the ability of CO2 to dissolve the compound crude oil is about 150 m3/m3. Under the condition of the oil/water volume ratio of 1:1, the partition coefficient of the injected CO2 in the oil and water is about 10.1.

1. 前言

塔河油田某区油藏为强边底水油藏,油藏温度为115℃,压力49.5 MPa,地层水矿化度215 g/L,具有底水强度大,油藏温度、压力高,地层水矿化度高的特点。在开展油藏注CO2驱油过程中,需充分考虑底水的影响,掌握CO2在原油-地层水体系中的溶解分配情况 [1] [2] [3] 。笔者利用自行研制的高温、高压CO2溶解度测定装置,开展了高温、高压条件下CO2在原油和高矿化度地层水两相中的分配情况,为后续注CO2提高采收率工作提供了技术支撑。

2. 试验装置及样品

2.1. 试验装置

该试验装置主要承担流体复配、气液分离计量和温度压力控制等操作,包括的主要试验设备有高温、高活塞搅拌容器,高压驱替泵,气液分离(干燥)装置,气量计,回压阀和电子天平等 [4] [5] 。试验流程图如图1所示。试验装置设计组装完成后,进行气量和液量标定,通过重复测试,计量误差控制在5%以内,满足试验要求。

Figure 1. The schematic diagram of experimental device

图1. 试验装置示意图

2.2. 试验样品

试验所用的CO2纯度为99.99%。试验所用的水样是从井矿场取得的同油藏地层水,使用前过滤机械杂质。试验所用水样的离子分析结果如表1所示。试验所用原油为复配原油,原油和天然气均取自同油藏。复配原油与原油藏对比结果如表2所示。复配原油满足试验要求。

Table 1. The analysis of formation water used in experiments

表1. 试验用地层水分析表

Table 2. The analysis of compound crude oil

表2. 复配原油分析表

3. 试验方法

3.1. 复配原油的气油比

利用设计试验装置测定试验温度条件下的气油比。

3.2. 地层水的CO2溶解度

利用设计的试验装置配制试验温度、压力下的含过饱和CO2的水溶液,温度、压力稳定后,由底部排出饱和CO2的地层水,计量注入量、产液量和产气量。试验步骤如下:

1) 将一定量的地层水样转入高温、高压活塞搅拌容器中,用增压CO2并转入活塞搅拌容器中,并将温度升至试验所需的温度。

2) 搅拌溶解,调整活塞容器压力至试验温度压力条件,且保证地层水溶解CO2达到饱和。

3) 利用回压阀控制试验压力,用驱替泵将配样器中的饱和地层水排出,经过气液分离装置,分别计量排出水的体积与相应气体体积,每10 min记录一次。

3.3. 等比例复配原油和地层水CO2溶解度试验

1) 复配后原油饱和过量CO2,进行气液比测定。

2) 再注入与剩余液体等体积的地层水,充分接触,测定该阶段地层水中CO2溶解量,进而得到地层水从等体积(等体积是指脱气原油体积与加入地层水体积相同)饱和CO2复配原油中获取CO2的量。

3) 计算公式为:

K CO 2 = ( C CO 2 -oil-CH 4 C oil-CH 4 C CO 2 -water ) / C CO 2 -water

式中: K CO 2 为CO2在饱和CO2原油加入等体积地层水(脱气原油体积)体系中的分配系数,1; C CO 2 -oil-CH 4 为饱和CO2复配原油的气液比,mL/mL; C oil-CH 4 为复配原油气液比,mL/mL; C CO 2 -water 为饱和CO2原油加入等体积地层水(脱气原油体积)充分溶解交换后的CO2溶解度,mL/mL。

4. 试验结果与分析

依托自行设计的试验装置,进行115℃、49.5 MPa条件下的地层水和原油CO2溶解度试验。为保证数据准确,每组试验均进行2~3次重复性测量。

4.1. 地层水溶解度

试验过程中,待气液比稳定后开始计量,间隔计量时间为10 min,该阶段累计产液120.5 mL,累计产气3449 mL,平均气液比28.6 mL/mL,即在115℃、49.5 MPa条件下21.3 g/L矿化度地层水CO2溶解度折算到标准状况下为28.6 m3/m3。累计产液量-气液比分布曲线如图2所示。

Figure 2. The distribution curve of cumulative liquid production-gas-liquid ratio

图2. 累计产液量-气液比分布曲线

4.2. 等比例复配原油和地层水CO2溶解度试验

试验过程包含原油复配及检测、CO2溶解及检测、地层水-饱和CO2复配原油体系中CO2溶解分配及地层水CO2溶解度检测共3个部分。

1) 复配原油样品气油比测试。在110℃、50 MPa条件下配制原油样品,搅拌至稳定后测得的溶解气油比在120~130 m3/m3之间,平均为125 m3/m3

2) 测定饱和CO2复配油中的气油比。混合液体经过搅拌至稳定后进行汽油比测定,间隔5 min记录一次产液量和产气量,平均气油比(CO2 + 天然气)为275 mL/mL (图3),因此CO2在复配原油中的溶解量为150 mL/mL。

3) 测定CO2在复配油-地层水体系中的溶解度。按照油水比为1:1,将地层水注入到饱和CO2的复配原油(此处原油体积为脱气原油体积)中,搅拌至稳定后测得CO2在水中的溶解率平均在14.8 mL/mL。原油和地层水体系下地层水中CO2溶解率见表3

Figure 3. The relationship curve of gas-oil ratio of compound crude oil with saturated CO2

图3. 饱和CO2的复配原油气油比关系曲线

Table 3. The CO2 solubility in crude oil and formation water system

表3. 原油和地层水体系下地层水中CO2溶解率

5. 结论

1) 通过自行研制的高温高压二氧化碳测定装置可以较好地完成CO2在地层水溶解度试验和CO2在油水复配体系中的溶解度试验。

2) 115℃、49.5 MPa条件下的地层水溶解CO2气体量折算成室温条件为28.6 m3/m3

3) 115℃、49.5 MPa条件下,复配原油溶解CO2能力为150 m3/m3 (V(脱气原油):V(CO2)),随着地层水的注入,饱和CO2的原油中有10.1%体积的CO2将从油相进入水相。换言之,在油水体积比为1:1的条件下,注入的CO2在油水中的分配系数为10.1。

文章引用: 赵瑞明 , 张晓宇 , 王 娜 , 王 丹 , 崔茂蕾 (2018) CO2在原油及高矿化度地层水体系中的溶解试验。 石油天然气学报, 40, 36-40. doi: 10.12677/JOGT.2018.404091

参考文献

[1] 侯大力, 罗平亚, 王长权, 等. 高温高压下CO2在水中溶解度实验及理论模型[J]. 吉林大学学报(地球科学版), 2015, 45(2): 564-572.

[2] 汤勇, 杜志敏, 孙雷, 等. CO2在地层水中溶解对驱油过程的影响[J]. 石油学报, 2011, 32(2): 311-314.

[3] 李振泉. 油藏条件下溶解CO2的稀油相特性实验研究[J]. 石油大学学报(自然科学版), 2004, 28(3): 43-48.

[4] 李兆敏, 陶磊, 张凯, 等. CO2在超稠油中的溶解特性实验[J]. 石油大学学报(自然科学版), 2008, 32(5): 92-96.

[5] 胡丽莎, 常春, 于青春. 鄂尔多斯盆地山西组地下咸水CO2溶解能力[J]. 地球科学(中国地质大学学报), 2012, 37(2): 301-306.

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