烟道气在超稠油中的溶解特性

李兆敏,王 勇,李宾飞,陶 磊,杨建平

(1.中国石油大学,山东 东营 257061;

2.中石化胜利油田分公司,山东 东营 257000; 3.中油辽河油田公司,辽宁 盘锦 124010)

烟道气在超稠油中的溶解特性

李兆敏1,王 勇1,李宾飞1,陶 磊2,杨建平3

(1.中国石油大学,山东 东营 257061;

2.中石化胜利油田分公司,山东 东营 257000; 3.中油辽河油田公司,辽宁 盘锦 124010)

辽河油田杜 84块馆陶油层 SAGD试验区属巨厚型顶水油藏,随着蒸汽腔的扩展将面临顶水突破的问题,以利用烟道气辅助 SAGD技术减缓顶水突破时间。通过室内实验研究烟道气在辽河脱水超稠油中的溶解度及不同溶解度下超稠油体积系数、密度、黏度特征。实验结果表明,在实验温度范围内,烟道气在超稠油中溶解度较小,体积系数较小;烟道气溶解于超稠油后,油气混合物黏度有较大幅度下降,降黏率基本呈线性增加。该研究结果为超稠油数值模拟提供了可靠的物性参数。

超稠油;烟道气;溶解度;体积系数;黏度;杜 84块;馆陶油层

引 言

近年来气体 (如氮气、二氧化碳等)辅助蒸汽热力采油的方法在国内外得到了有效应用。国内外学者针对 CO2/N2和原油的相互作用及数值模拟进行了大量的研究[1-3],但关于烟道气和原油相互作用的实验及数值模拟研究相对较少,且烟道气数值模拟相关文献中烟道气的组分物性参数如何获取未给出说明[4]。国外文献中仅涉及到普通稠油和烟道气的相互作用实验[5],超稠油和烟道气相互作用实验未见相关报道。因此,有必要对烟道气在超稠油中的溶解特性进行研究。

SAGD(蒸汽辅助重力泄油)是超稠油开发的有效手段,国内外学者通过理论计算及现场试验对SAGD技术进行了大量的研究[6-8],烟道气辅助SAGD技术是理论上可行的 SAGD改进技术,进行烟道气在超稠油中的溶解特性实验也是进行烟道气辅助 SAGD技术研发的基础。

另外烟道气是温室气体的主要排放源之一,做好烟道气的减排利用符合国家节能减排的要求,具有重要的战略意义。

1 杜 84块馆陶油层基本概况

杜 84块馆陶油层构造简单,为巨厚块状顶水油藏。油藏埋深为 530～649 m,油层厚度为 150～210 m,油藏原始温度为 30℃,油藏原始压力为6.02 MPa。孔隙度平均值为 36.2%,渗透率平均值为 5.539μm2。

该油藏属于超稠油油藏,50℃下地面脱气原油黏度为 23.19×104mPa·s,20℃下原油密度为1.007 g/cm3,胶质 +沥青质含量达 52.9%,凝固点为 27℃,蜡含量为 2.44%。

2 实验内容

2.1 实验装置与样品

高压 PVT仪用来使烟道气充分溶解于原油,装置置于恒温箱中,恒温箱最高温度可达到150℃,所有实验均在恒温箱中恒温 4h以上进行,落球黏度计测定油气混合物的黏度。

实验装置如图 1所示。

测试选用的油样为杜 84块馆陶油层 SAGD试验区馆平 12井油样,原油性质如表 1所示。

图 1 高温高压 PVT物性分析装置

表 1 辽河油田 SAGD试验区超稠油原油性质

2.2 测定方法

(1)进行烟道气的配置,将烟道气简化为85%氮气 +15%二氧化碳的混合物。按照道尔顿分压定律[9-10]计算分压后进行混合物配制。

(2)进行黏温曲线测定[11]。

(3)对超稠油进行脱水处理。在高温高压PVT筒中装入一定质量超稠油,为保证实验准确度,将装有超稠油的 PVT筒进行抽真空。

(4)根据所需要测定的溶解气油比和高温高压 PVT中剩余的体积计算烟道气的用量及储存烟道气的容器所需降低的压力。烟道气打入装有超稠油的 PVT筒中后,通过泵驱替 PVT筒中的活塞改变烟道气和超稠油混合物的体积。

(5)实验结束后将压力和体积实验数据作图,曲线拐点处的压力即为该溶解气油比下烟道气在超稠油中的饱和压力。

实验中亦测定了溶解气油比的体积系数,可对油气混合物的密度进行计算。溶解烟道气后油气混合物的黏度通过高温高压落球黏度计测定。

3 实验结果分析

3.1 超稠油黏温特性

利用 Brook Field RVDV-Ⅲ型数字流变仪测定馆陶油层脱水超稠油的黏温值,根据实验数据做出黏温曲线。实验发现,当温度为 50℃时,原油黏度为 232 294 mPa·s;当温度为 80℃时,原油黏度为 4 981 mPa·s。随着温度升高,原油黏度骤降。研究表明,在超稠油开采中,使用热力降黏开采具有一定必要性。

3.2 超稠油溶解烟道气特性

(1)分别在 60、80、100℃下,测定不同烟道气溶解度对应的饱和压力(图 2)。

图 2 不同温度下烟道气溶解度与饱和压力的关系

由图 2可知,当气油比从 1 m3/m3增加至 8 m3/m3,实验温度 60℃条件下,饱和压力由 1.03 MPa增加到 5.31MPa;在 80℃条件下,饱和压力由2.03 MPa增加到 8.42 MPa;在 100℃条件下,饱和压力由 3.03 MPa增加到 11.53 MPa。烟道气的溶解能力受到压力和温度的影响。在一定压力下,随着温度的升高,烟道气的溶解度大幅降低。考虑其原因是在低压下原油分子间隙较大,烟道气中的气体分子运动对溶解度影响较大,温度越高气体分子运动越剧烈,越容易蒸发气化,不利于在原油中的溶解。在一定温度下,随着压力的升高,烟道气的溶解能力又得到增强。

(2)分别在 60、80、100℃下测定不同烟道气溶解度对应的体积系数。

实验结果表明,当气油比从 1 m3/m3增加到8 m3/m3,在 60℃条件下,体积系数由 1.011增加到 1.030;在 80℃条件下,体积系数由 1.015增加到 1.034;在 100℃条件下,体积系数由 1.019增加到 1.038;在一定温度条件下,超稠油溶解烟道气后,油气混和物的体积系数随烟道气溶解度增加而呈线性增加。总体而言,烟道气溶解于超稠油造成的原油体积膨胀量不大。

(3)根据饱和压力下测定的原油体积系数和原油、烟道气物性参数计算了 60、80、100℃下不同烟道气溶解度对应的油气混合物的密度。

计算结果表明,当溶解度从 1 m3/m3增加到8 m3/m3,在 60℃条件下,密度由 0.997 g/cm3下降到 0.988 g/cm3;在 80℃条件下,密度由 0.994 g/cm3下降到 0.984 g/cm3;在 100℃条件下,密度由 0.990 g/cm3下降到 0.980 g/cm3。同一温度下,随着烟道气饱和度的增加,油气混合物的密度呈线性减小。在不同温度下,温度越高溶解相同量烟道气饱和压力下的油气混和物密度越小。

(4)在 60、80、100℃下,分别测定不同烟道气溶解度对应的油气混合物的黏度,实验结果见表2。

表 2 60、80、100℃烟道气 -超稠油混合物黏度实验结果

实验结果表明,同一温度下,随着烟道气溶解度的增加,油气混合物黏度有较大幅度下降,表现出降黏率的线性增加。在 60℃时,降黏率由3.36%增加到 25.97%;80℃时,降黏率由 2.81%增加到 21.88%;100℃时,降黏率由 2.44%增加到19.11%。在同一溶解度下,随着温度的升高,降黏率略有降低,但降幅不大。

4 结 论

(1)烟道气在超稠油中的溶解度随压力的增大而增大,超稠油饱和压力下体积系数随溶解烟道气量的增大而增大,对应的密度随溶解烟道气量的增大而减小。

(2)实验温度范围内,烟道气在超稠油中溶解度较小,体积系数较小,对应原始油藏压力,溶解度小于 8 m3/m3,体积系数小于 1.04。

(3)实验温度范围内烟道气溶解于超稠油后,油气混合物黏度有较大幅度下降,降黏率基本呈线性增加,在实验温度范围内,当溶解度达到 8 m3/m3时,降黏率最大可达 25.97%。

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编辑 周丹妮

TE357.7

A

1006-6535(2010)05-0084-03

20100331;改回日期:20100610

国家“863”项目“注气辅助 SAGD技术研究及现场试验”(SQ2009AA06Z2488110)

李兆敏 (1965-),男,教授,1985年毕业于上海机械学院传热、传质及流体动力学专业,1995年博士毕业于石油大学油气井工程专业,《特种油气藏》编委,现从事泡沫流体在石油工程中的应用及烟道气、二氧化碳开发超稠油技术研究工作。