Journal of Oil and Gas Technology
Vol.40 No.04(2018), Article ID:26391,5 pages
10.12677/JOGT.2018.404091

Solubility of CO2 in Crude Oil and High Salinity Formation Water System

Ruiming Zhao1, Xiaoyu Zhang1, Na Wang1, Dan Wang1, Maolei Cui2

1Research Institute of Exploration and Produciton, Northwest Oilfield Company, SINOPEC, Urumqi Xinjiang

2Research Institute of Petroleum Exploration and Development, SINOPEC, Beijing

Received: May 22nd, 2017; accepted: Jun. 14th, 2018; published: Aug. 15th, 2018

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.

Keywords:CO2 Solubility, High Temperature and High Pressure, High Salinity

CO2在原油及高矿化度地层水体系中的 溶解试验

赵瑞明1,张晓宇1,王娜1,王丹1,崔茂蕾2

1中石化西北油田分公司勘探开发研究院,新疆 乌鲁木齐

2中石化石油勘探开发研究院,北京

作者简介:赵瑞明(1984-),男,工程师,主要从事油气田开发与采收率试验工作。

收稿日期:2017年5月22日;录用日期:2018年6月14日;发布日期:2018年8月15日

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。

关键词 :CO2溶解度,高温、高压,高矿化度

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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。

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.

[编辑] 龚丹

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