 Hans Journal of Chemical Engineering and Technology 化学工程与技术, 2013, 3, 49-56 http://dx.doi.org/10.12677/hjcet.2013.32009 Published Online March 2013 (http://www.hanspub.org/journal/hjcet.html) Experimental Study of Molecule Diffusion Coefficient for Gas-Oil System Anpin g Ye 1, X i a oying Sh en2, Ping Guo1, Shaoping Wang3, Zhongzhao Cheng4 1State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 2State Intellectual Property Office, Beijing 3No.2 Oil Production Plant, PetroChina Changqing Oilfield Company, Qingyang 4Xi’an Changqing Technology & Engineering Company Ltd., Xi’an Email: 156830216@qq.com Received: Jan. 4th, 2013; revised: Jan. 30th, 2013; accepted: Feb. 10th, 2013 Abstract: During the process of gas flooding, when the gas comes in contact with oil, the mass transfer phenomenon occurs. It change properties and improve flow ability of oil fluid to enhance oil recovery. Diffusion coefficient of gas-oil systems is the most important factor to determine the transfer rate of species from one phase to another. The conven- tional experimental methods used in diffusion coefficient determination are classified into direct and indirect, and the later is used greatly. However, the determination of diffision coefficient requires two important decisions: 1) to define a reliable experimental method; and 2) to choose accurate models for data interpretation. The present paper is aimed at reviewing experimental and modeling studies on diffusion coefficient for gas-oil system, to provide some reference for the future research. The focus of the analysis is three aspects. First, we review the experimental methods of determining diffusion coefficient for gas-oil system. Second, the pressure decay method and models are presented. Finally, we re- view the influencing factors of determining diffusion coefficient. Keywords: Oil; Mass Transfer; Molecule Diffusion Coefficient 气体–原油分子扩散系数实验研究进展 叶安平 1，沈晓英 2，郭 平1，王绍平 3，程忠钊 4 1西南石油大学国家重点实验室油气藏地质及开发工程，成都 2国家知识产权局，北京 3中国石油长庆油田分公司第二采油厂，庆阳 4西安长庆科技工程有限责任公司，西安 Email: 156830216@qq.com 收稿日期：2013 年1月4日；修回日期：2013 年1月30 日；录用日期：2013 年2月10 日 摘 要：在注气驱油的过程中，当气体与原油接触时，气体与原油间就会发生传质现象，改变原油流体性质，改 善原油流动能力，从而提高采收率。分子扩散系数是一个描述气–油体系传质率的重要参数，目前多以间接方 法来测试分子扩散系数。确定扩散系数两个关键问题是：1) 确定合理的实验方法；2) 选择准确的模型来解释实 验数据。本文综述了气–油分子扩散系数的实验及模型研究进展，包括确定分子扩散系数的实验方法和分子扩 散系数的影响因素。 关键词：原油；传质；分子扩散系数 1. 引言 注气提高采收率是目前国内外提高原油采收率重 要技术手段，注入气与地层原油通过相间传质改变原 油流体性质，改善原油流动能力(李士伦，200 0[1]；马 *基金项目：国家自然科学基金项目“多孔介质中 CO2–多组分原 油非平衡扩散理论研究”(编号：21143011)资助。 Copyright © 2013 Hanspub 49  气体–原油分子扩散系数实验研究进展 涛，2007[2])。气–油相平衡实验测试是注气方案设计 基础性工作，为注气数值模拟提供流体高压物性参数 (石德佩，2004[3])；而其中分子扩散系数确定是描述注 入气与地层原油之间动态质量传递快慢的重要参数 (Zhang et al., 2000[4])。分子扩散对注气效果的影响已 得到国内外学者的认同，尤其对于基质渗透率低、毛 管压力高的裂缝性储层，气–油密度差引起重力驱油 作用受到限制、分子扩散作用占主导地位(Hussein Ho- teit and Abbas Firoozabadi, 2009[5])。因此合理确定分子 扩散系数对于准确评价气驱效率具有重要的意义。 2. 实验方法 确定扩散系数传统的实验方法可分为直接法和 间接法。直接法就是测试扩散组分随时间的组成变化 (Sigmund, 1976[6]; Hanssen and Stenberg, 1987[7]; Riazi and Whitson, 1988[8]; Dickson and Johnson, 1988[9])；而 间接法是测试一个由于扩散而引起系统变化的参数。 因为直接法需要测试组分的组成，这项工作费时 费力，而且还极易受到实验误差的影响(Upreti, 2002[10])，所以主要是用间接法来确定扩散系数。从文 献来看，间接法有如下几种： 1) 压降法(PD)：气相压力是时间的函数，体积和 温度保持不变。扩散系数 由压降数据 来确定(Riazi, 1996[11]; Zhang et al., 2000[4]; Sheikha et al., 2005[12])； 2) 常压溶解气体积法(CPDGV)：通过测试常压下 液相中溶解的气体的体积来确定扩散系数。这种方法 与PD 法类似，不过体积–时间数据是在常温常压下 测试的(Renner, 1988[13]; Jamialahmadi et al., 2006[14])； 3) 低场脉冲核磁共振法(NMR)：这种方法是基于 在扩散过程中混合物物性变化引起NMR 光谱变化的 原理来确定扩散系数的，光谱变化与浓度和传质率有 关(Wen and Kantzas, 2005[15])； 4) x射线电脑辅助扫描法(CAT)：原理是通过测试 体系局部密度曲线，然后通过相应公式转换得到质量 浓度以及体积浓度曲线，最后通过费克定律来确定扩 散系数(D. Salama and A. Kantzas, 2005[16]; Guerrero- Aconcha and Kantzas, 2009[17]; L. Song et al., 2010[18], 2010[19])； 5) 动态悬垂形状分析法(DPDVA)：这种方法与前 面提到的 PD 法不同。原理是将悬挂的油滴置于充满 气体的容器中，由于扩散，油滴的形状发生变化，通 过图像捕集技术来记录油滴的体积变化，并由相关数 值化软件对图像进行分析(Chaodong Yang and Yongan Gu, 2003[20])； 6) 浓度测试法：与PD 法类似。通过拟合浓度与 时间的关系曲线和浓度与距离的关系曲线，结合费克 定律得出扩散系数(R. Islas-Juarez et al., 2004[21])。 上述的每种方法都有其独特性。CPDGV 方法的 数据是在常温常压下测试，局限性较大；NMR、CAT 和DPDVA 方法设备昂贵，而且需要专门的技术人员 来操作；浓度法操作比较复杂，而且一般来说实验中 浓度的变化很小，难以测量。虽然PD 方法中气液体 系需要很长一段时间才能达到平衡状态，但是其简单 易于操作，而且得到的结果准确(Rasmussen and Civan, 2009[29])。综上所述，PD方法是一种很好的确定扩散 系数的方法，本文也着重介绍PD 法。 2.1. 压降法 在上述所提到的方法中，压降法因其方便、简单、 准确而广泛应用。1996 年，Riazi[11]提出了压降法测试 分子扩散系数，并测试了 C1-nC5体系的扩散系数，与 其他文献的测试值相比，其误差在±5%以内。这一方 法的原理是气体分子由气相向液相扩散至达到平衡， 在这个过程中气体压力随时间不断变化。测试实验一 般是在高温高压地层流体分析仪(PVT)筒中进行的， 实验流程如图1所示，实验仪器主要有液压泵、液体 瓶、扩散容器和数据获取系统。 Riazi[11]提出一种模型来预测在定体积定温度的 PVT 筒中气液接触后气液界面的位置以及气体压力 随时间的变化关系。为了了解扩散过程在提高采收率 技术中的重要作用，Riazi 测试了在初始压力为 10.2 MPa、温度为37.8℃的C1-nC5体系的扩散系数，实验 结果与其他文献的结果比较如图2所示。 Riazi[11]用费克第二定律(方程(1)和方程(2)) 来描 述扩散过程(忽略自然对流，物理模型如图3)，并 用 热 力学参数来修正非理想混合物的扩散系数(方程(3)) 油相： oi oi oi oo C D tz z C (1) 气相： g i gi gg CC D tz z gi (2) Copyright © 2013 Hanspub 50  气体–原油分子扩散系数实验研究进展 Copyright © 2013 Hanspub 51 泵流体 气 液 数据记录 泵流体 气 液 数据记录 Figure 1. Experimental set-up of PVT cell for diffusivity measuring of gases in liquids (Riazi, 1996[11]) 图1. PVT筒中气–液扩散测试实验装置(Riazi, 1996[11]) 时间，h 压力，bar 实验数据 Riazi-Whitson扩散系数 Riazi-Whitson扩散系数(液×1.1) Sigmund扩散系数 时间，h 压力，bar 实验数据 Riazi-Whitson扩散系数 Riazi-Whitson扩散系数(液×1.1) Sigmund扩散系数 实验数据 Riazi-Whitson扩散系数 Riazi-Whitson扩散系数(液×1.1) Sigmund扩散系数 105 100 95 90 85 80 75 70 0 50 100 150 200 250 'ln =1+ i oi oi i DD x (3) 式中，为 i组分在油相中的浓度；为 i组分在 油相的扩散系数；z oi Coi D o、 g z别为油相、气相坐标轴的 正方向； i 分 为i组分的逸度系数；i x 为i组分在液相 中的摩尔分数。 Riazi[11]的研究结果表明，当压力降到7.1 MPa时， 系统达到平衡，这时甲烷的摩尔浓度为0.33，扩散系 数为 1.51 × 10−8 m2/s。用Riazi-Whtson 关联式得出的 值为 1.37 × 10−8 m 2/s，Sigmend 关联式为 1.22 × 10−8 m2/s。Riazi 得出的值与 Reamer-Duffy-Sage 实验得出 的1.43 × 10−8 m2/s 最为接近，误差在 5%以内。 Figure 2. Pressure as a function of time at constant volume for C1-nC5 at 37.8˚C (Riazi, 1996[11]) 2.2. 其他模型 图2. 体积恒定 37.8℃时C1-nC5体系压力与时间的关系(Riazi, 1996[11]) 为了能准确地确定扩散系数，实验方法应该与数 学模型相匹配以尽可能地避免不合适的简单的假设 条件。例如，忽略混合后原油膨胀(李东东，2009[22]) 以及高压下气体压缩因子为常数(Zhang et al., 2000 [4])。在这种情况下，Civan and Rasmussen (2001[23]; 2002[24]; 2003[25]; 2006[26])提出了平衡和非平衡条件的 扩散模型(方程 1、2)。模型用Riazi[11](1996)、Sach[27] (1998)和Zhang et al.[4](2000)的实验数据来测试，如表 1为扩散系数的比较，从表中可以看出，扩散系数的 值差别较大，Civan and Rasmussen[25](2003)认为这种 模型是一种严格的唯象模型，而先前的模型都局限于 其自身的简单的假设条件。这些模型的误差都与实验 数据和实验过程有关。 L g V g L 0 V 0 U b T z GAS Z 0 P Z g OIL L Figure 3. The schematic of physical model 质量守恒方程： 图3. 物理模型图  气体–原油分子扩散系数实验研究进展 Table 1. Choice of the boundary condition at the interface 表1. 边界条件选择 温度(℃) 混合体系 边界条件 CO2-Oil 非平衡 Tharanivasan et al.[40](2004) 21 CH4-Oil 平衡 CO2-Oil 短时间，非平衡； 长时间，拟平衡 Tharanivasan et al.[41](2006) 23.9 CH4-Oil 均可 CO2-Oil 非平衡 Datchawan Unatrakarn et al.[31](2011) 30~55 CH4-Oil 非平衡 0, 0,0 uc cJ xLt t txx (4) 本构方程： ,0, 0 c JJD xLtt tx (5) 式中 u为气液界面移动速度；J为溶解气质量通量；τ 为弛豫时间(Abarzhi, 2000[28])。 为了解决未知的平衡压力的问题，Rasmussen and Civan[29](2009)对模型进行了修正。模型基于有限时间 内的压降数据，不需要进行实验直到达到平衡压力。 这就避免了实验后半部分由于气体泄漏和液体膨胀 而造成的误差。Rasmussen and Civan[29](2009)对Sachs (1998)的数据进行计算(如表 2)，得出 25℃时CH4-水 的扩散系数为 1.406 × 10−9 m2/s；40℃时的为 2.6 × 10−9 m2/s。比 Civan and Rasmussen[25](2003)得到的结果还 要精确。 3. 扩散系数影响因素 3.1. 温度 李东东等人[22](2009)采用压降法在高压平衡 釜 中 研究了 CO2–原油在50℃、70℃和105℃下的扩散系 数，结果表明扩散系数随着温度的增加而增加(Upreti, 2002[10])。ZHAO Fenglan et al.[30]( 2010)采用填砂模型 测试了在初始压力 5.1 MPa、温度为 30℃~100 ℃下 CO2在油水两相中的扩散系数。结果表明，温度越高， 越有利于扩散(如图 4)。Datchawan Unatrakarn, et al.[31] (2011)采用 PD 方法测试了不同温度(30℃~50℃)下在 扩散容器和填砂多孔介质中CO2–重质油、甲烷-重质 油的扩散系数。研究结果表明，不管是在扩散容器中 还是在多孔介质中，CO2、甲烷在重质油中的扩散系 Table 2. Comparison of diffusion coefficients 表2. 扩散系数比较 Riazi[11] (1996) Sachs[27] (1998) Sachs[27] (1998) Zhang et al.[4] (2000) Zhang et al.[4] (2000) 体系 CH4-nC5 CH4-water CH4-water CH4-oil CO2-oil 初始压力(MPa) 10.2 8.2 7.9 3.5 3.5 温度(℃) 37.8 25 40 21 21 D × 10−9 m2/s 15 1.4 2.6 8.6 4.8 Civan and Rasmussen[25] (2003) D × 10−9 m2/s 0.66 1.4 2.6 0.5 4.9 实验数据实验数据 D(10 −9 m 2 /s) 0 20 40 60 80 100 120 y = 0.6631n(x)− 1.410 R 2 =0.957 1.9 1.7 1.5 1.3 1.1 0.9 0.7 T (˚C) 实验数据 Figure 4. Diffusion coefficient of CO2 at different temperatures (5.1 MPa) (Fenglan Zhao et al., 2010[30]) [30] 图4. 不同温度下 CO2的扩散系数(5.1 MPa)(Fenglan Zhao et al., 2010) Copyright © 2013 Hanspub 52  气体–原油分子扩散系数实验研究进展 都随着温度的增加而增大 3.2. 浓度 目前对于组分浓度对扩散系数的影响一直存在 两种 MPa、温 度 60℃ 数，且呈线性关系(如图5)。 这是由于温度增大时气体分子动能增加，而原油的黏 度降低，这两方面的联合作用加速了传质过程。 不同观点，一部分学者(Oballa, V. and Butler, R. M, 1989[32]; Upreti, 2002[10]; R. Islas-Juarez, et al., 2004[21]; D. Salama and A. Kantzas, 2005[33]; H. Luo, et al., 2007 [34]; H. Luo and A. Kantzas, 2008[35])认为浓度对扩散系 数有影响，有的学者(T. A. Nguyen, 1995[36]; L. S. Wang, 1996[37])认为浓度对扩散系数没有影响。 郭平等人[38](2009)研究了初始压力 20 下PVT 筒中 CO2、CH4和N2与原油体系浓度对 扩散系数的影响(如图6)。随着液相中扩散气体摩尔浓 度变化，对应的气体扩散系数也会随之发生变化。以 初始时刻为基准，实验结束时三种气体N2、CH4、CO2 摩尔浓度变化率分别为：12.86%、34.087%、67.262%； 扩散系数变化率分别为：0.211%、1.88%、0.934%。 从以上数据可以看出不同体系，浓度与扩散系数变化 的幅度不一样，N2扩散系数变化幅度最小，CH4扩散 系数变化幅度最大。从理论研究角度来看，认为组分 浓度对扩散系数确实存在一定程度的影响；但如果从 工程应用角度来看，在初始压力20 MPa、温度 60℃ 下条件下由于扩散系数变化幅度不大(最大不超过 2%)，因此认为在实际工程应用可以不考虑组分浓度 对扩散系数的影响。 扩散容器中的 扩散系数 多孔介质中的 扩散系数 温度，℃ 扩散系数，10 -8 m 2 /s 扩散容器中的 扩散系数 多孔介质中的 扩散系数 扩散容器中的 扩散系数 多孔介质中的 扩散系数 温度，℃ 扩散系数，10 -8 m 2 /s 20 30 40 50 60 70 8 0 4.00E-08 3.50E-08 3.00E-08 2.50E-08 2.00E-08 1.50E-08 1.00E-08 5.00E-08 Figure 5. Comparison between diffusivities of CO2 at bulk system [31] Zhang et al.行实验的过程 相传质，气相压力降低趋于停 止。 ，考虑体积影 响的 and in porous media (Datchawan Unatrakarn et al., 2011) 图5. CO2在扩散容器中和多孔介质中扩散系数比较(Datchawan Unatrakarn et al., 2011[31]) 3.3. 液体体积膨胀 [4](2000)在用 PD 方法进 中，发现由于气相向液 导致这一现象的原因是因为气体向液相扩散，引 起液体体积膨胀，导致了气液界面的移动。其他的学 者在 PVT筒中进行实验时也没有监测气液界面，认为 气液界面的移动很小可以忽略(李东东，2009[22]；Ping Guo et al., 2009[38])。可 是Yang and Gu[20](2003)发现在 4MPa、23.9℃下 CO2–重质油体系在 1200 s 后，油相 体积增大了 7%。对于 CO2非混相驱，原油膨胀是一 个提高剩余油采收率的重要因素。 H. Luo[34](2007)认为考虑了体积变化解释的实验 数据更加合理(如图 7)，从图7可以看出 扩散系数与原始的费克定律确定的扩散系数有 明显的区别，两条曲线的右端(重质油浓度趋于1)差别 很大。当混合物中重质油的浓度很高时，扩散系数应 该很小，所以考虑体积变化的模型解释的数据更加符 2.2 2 2.2 3 2.2 4 2.2 5 2.2 6 2.2 7 2.2 8 2.2 9 2.3 0 -12） 0. 35 0. 40 20.1 15.5 压力（MP a） 扩散系数，Dg*10^（ 0. 00 0. 05 0. 10 0. 15 0. 20 0. 25 0. 30 含量，f 压力与扩散系数关系 压力与浓度 Figure 6. The relations between CH4 mole fraction of liquid phase and diffus io n co eff ici ent i n CH4-oil diffusion experiment (Ping Guo, 2009[38]) 图6. CH4–原油扩散实验液相中 CH4摩尔浓度与扩散系数关系(郭 平, 2009[38]) 重质油浓度，小数 扩散系数，10 -8 cm 2 /s 时间：5:05 hr –费克模型 时间：5:05 hr –扩展模型 重质油浓度，小数 扩散系数，10 -8 cm 2 /s 时间 模型 时间：5:05 hr –扩展模型 ：5:05 hr –费克时间 模型 时间：5:05 hr –扩展模型 ：5:05 hr –费克 18.00 16.00 14.00 12.00 10.00 8.00 6.00 4.00 2.00 0.00 0.1 0.3 0.5 0.7 0.9 Figure 7. Comparison of diffusion coefficient profiles using differ- ent diffusion models at time 5:05 hr (H. Luo et al., 2007[34]) 图7. 在5:05 hr时采用不同扩散模型确定的扩散系数曲线的比较 (H. Luo et al., 2007[34]) Copyright © 2013 Hanspub 53  气体–原油分子扩散系数实验研究进展 合真实情况。 3.4. 气液界面边 法应用广泛，学者们(Zhang et al., 2000 00[39], 2002[10])也对其作了 进，但是在界面处该选择何种边界条件仍存 在分 界面处三种不同边 界条 界条件 虽然 PD方 [4]; Upreti and Mehrotra, 20 很大的改 歧。例如，界面处的浓度总是为平衡压力下的饱 和浓度(Renner, 1988[13]; Riazi, 1996[11]; Zhang et al., 2000[4])，这种被称为平衡边界条件 ；Upreti and Me- hrotra(2000[39]，2002[10])认为界面处的浓度为现有压力 下的饱和浓度，这种被称为拟平衡边界条件；Civan and Rasmussen (2002[24]，2003[25])认为界面处存在界面 阻力阻碍气体通过界面向液相传质，这种被称为非平 衡边界条件。2004 年，Tharanivasan et al.[40](2004)在 运用 Zhang et al.[4](2000)的方法中发现扩散系数对界 面边界条件很敏感，认为合理选择界面边界条件将会 直接影响实验数据的解释质量。 Tharanivasan et al.[40](2004)采用 PD 方法来研究界 面边界条件对扩散系数的影响，运用费克第二定律(方 程4)来解释实验数据，同时研究了 件对扩散系数的影响。 2 2 cc D t x (6) 式中： c为重质油中的摩尔浓度；x为离容器底部的距 离；t为时间；D为气体在重质 在求解方程(4)的过程中，气液界面处的边界条件 油中的平均扩散系数。 需要进行浓度分布的数学描述。在界面处有三种不同 的边界条件。 1) 平衡边界条件：界面处重质油总是在平衡压力 下饱和气体。 , sat eq0tc Pt (7) 边界条件：界面在现有压力下饱和气 体，而不是在平衡压力下饱和。压力随 到达到平衡压力。 xL 2) 拟平衡 cx 着时间降低直 sat =L ,= >0 x cxtc Ptt (8) 3) 非平衡边界条件：界面处气体传质通量与平衡 压力下的饱和浓度和界面处的真实浓度成比例。 ,0 sat eqxL xL Dk cPcxtt x (9) 式中：L为界面到容器底部的距离； c s at eq cP为平衡 压力 下的饱和浓度；为现有压力为气 界面的传质系数，1/k表示界面阻力。 [40] CO 非平衡边 条件更加合适， 如图 eq P Pt ；k液 Tharanivasan et al. (2004)认为对于 2–重质 油体系，合适的边界条件为 界条件(如图 3)。 而对于甲烷–重质油体系，平衡边界 4所示， ave P 为计算压力值与实验值的平均压力 差——目标函数(方程(10))。最佳扩散系数值应该满足 目标函数最小。虽然非平衡边界条件下(毕奥数 kD = 100)得到 ave P 也较小，但是物理上来说，kD大表示界 面处不存在传质阻力，也说明是平衡条件，这也证明 了甲烷瞬时饱和重质油，这是由于甲烷和重质油同属 于芳烃类压力为 3.42 MPa、温度为 21 烷- 重质油体系的扩散系数为16.1 × 10−9 m2/s。 。在 ℃时甲 2 exp 1 m cal ii i ave Pt Pt Pm (10) Tharanivasan et al.[41](2006)用PD 方法结合三种不 同的边界条件研究了在温度为23.9℃下的 CO –重质 油、甲烷–重质油和丙烷–重质油三个体 数。 系，在短的扩散 时间内非 比较 拟平衡边界条件 适合长的扩散时间；对于甲烷–重质油体系，扩散系 数对边界条件并不敏感 拟平衡边界条件比较适合于 丙烷–重质油体系。 Datchawan Unatrakarn et al.(2011)用PD 方法测 试了不同温度(30℃~50℃)下CO –重质油、甲烷–重 质油的扩散系数。结 三种不同的边界条件，研 究结果显 采用非平衡 边界条件说 CO –重质 体系油和甲烷–重质油体系非平衡边界条件比较适 合。边界条件选择比较如表2。 采用不同的边界条件得出的扩散系数不同，结合 关于压力的目标函数，对不同体系可以确定合适的边 界条件。可见界面处边界条件直接影响扩散系数的计 算结果，而边界条件的选取与温度、扩散实验时间以 及混合体系等有关。 综上所述，目前多采用PD 法来确定气–油体系 扩散系数，而对扩散系数的影响有诸多方面，如实验 温度、摩尔浓度、原油膨胀、边界条件、模型选择。 2 系的扩散系 结果表明，对于 CO2–重质油体 平衡边界条件 合适，而 ； [31] 2 合界面 示，两种组分不同的重质油，当 时，目标函数值最小， 明对于2 Copyright © 2013 Hanspub 54  气体–原油分子扩散系数实验研究进展 纵观这些气–油体系分子扩散系数研究方法及结果 (见表 ，没有考虑多 孔介 ； 的解释 模型 4. 结论 多的实验方法中，压降法因其简单易于操作， 确而广泛应用。 2) 扩散系数的研究多是在 PVT 筒中进行的，而 且多 一步的研究。 [J]. 西 [2] 马涛, 汤达祯, 蒋平, 齐宁. 注CO2提高采收率技术现状[J]. 油田化学, 2007, 24(4): 379-383. 的凝析油气体系相态研究 06-209. nd -recycling schem . n coefficient. Journal of Canadian Petroleum T 1987. ohnson. Measurement of nitrogen diffusion diffusivity in ment of . Mehrotra. Develop- 1-2049. echnology, 2005, 44(4): 28-35. etroleum Engineers, 2005. n ter-assisted tomography un- analysis. ence in Mexico. Puebla Pue: Society conditions. SPE/DOE Improved Oil Recovery Sym- brium models. SPE Annual Technical rvoir liq- 4. 3)，主要存在以下几方面不足： 1) 实验测试温度多在50℃左右、压力多在 10 MPa 以内，达不到油田实际注气要求； 2) 大多数分子扩散系数测试都是在 PVT筒中进 行的，气体组分单一，多为CO2和CH4 质的影响，而且都是基于简单的假设条件，例如： 不考虑原油膨胀，气体压缩系数为常数等 3) 多采用填砂管来代替多孔介质，未考虑实际储 层岩心，单组分气体–油系统； 4) 数学模型大多采用费克第二定律结合气体质 量守恒的模型，缺少适合对多孔介质实验数据 ，且多数学者没有考虑界面处边界条件对结果的 影响。 1) 目前多以间接的实验方法来确定分子扩散系 数，在众 而且结果准 为单组份体系；多孔介质中的研究多以填砂管为 主。为了满足油田实际注气要求，应对高温高压多组 分真实岩心中的扩散系数做进 参考文献 (References) [1] 李士伦, 郭平, 戴磊, 孙雷. 发展注气提高采收率技术 南石油学院学报, 2000, 22(3): 41-46. [3] 常志强, 孙雷. 富含气态凝析水 天然气地球科学, 2006, 17(2): 2 [J]. [23] F. Civan, M. L. Rasmussen. Accurate measurement of gas diffu- sivity in oil and brine under reservoir conditions. SPE Produc- tion and Operations Symposium. Oklahoma City: Society of Pe- troleum Engineers, 2001. [4] Y . P. Zhang, C. L. Hyndman and B. B. Maini. Measurement of gas diffusivity in heavy oils. Annual Technical Meeting, 2000, 25: 37-47. [5] H. Hoteit, A. Firoozabadi. Numerical modeling of diffusion in fractured media for gas-injection aes. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio: So- ciety of Petroleum Engineers (SPE), 2009 [6] P. M. Sigmund. Prediction of molecular diffusion at reservoir condition. Part 1—Measurement and prediction of binary dense gas diffusioech- nology, 1976, 15(2). [7] J. E. Hanaaen, D. Stenberg. Experimental diffusion coefficients for nitrogen at reservoir conditions. Stavanger: Petroleum Re- search Centre, Rogaland Research Institute, [8] M. R. Riazi, C. H. Whitson. Estimation of diffusion coefficients of nitrogen. Methane and ethane in reservoir fluid from experi- mental measurements. Brussels: Petrofina, S.A., 1988. [9] K. B. Dickson, J. P. J into Ekofisk chalk. Bartlesville: Phillips Petroleum Company, Drilling and Production Division, 1988. [10] S. R. Upreti. Experimental measurement of gas bitumen: results for CO2, CH4, C2H6, and N2. The University of Calgary, 2002: 50-80. [11] M. R. Riazi. A new method for experimental measure diffusion coefficients in reservoir fluids. Journal of Petroleum Science and Engineering, 1996, 14(5): 235-250. [12] H. Sheikha, M. Pooladi-Darvish and A. K ment of graphical methods for estimating the diffusivity coeffi- cient of gases in bitumen from pressure-decay data. Energy & Fuels, 2005, 19(5): 204 [13] T. A. Renner. Measurement and correlation of diffusion coeffi- cients for oil and rich gas applications. SPE Reservoir Engi- neering, 1988, 3(2): 517-523. [14] M. Jamialahmadi, M. Emadi and H. Müller Steinhagen. Diffu- sion coefficients of methane in liquid hydrocarbons at high pressure and temperature. Journal of Petroleum Science and En- gineering, 2006, 53(1-2): 47-60. [15] Wen and Kantzas. Estimation of diffusion coefficients in bitu- men solvent mixtures as derived from low field NMR spectra. Journal of Canadian Petroleum T [16] D. Salama, A. Kantzas. Monitoring of diffusion of heavy oils with hydrocarbon solvents in the presence of sand. SPE/PS- CIM/CHOA International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium. Calgary: Society of P [17] U. Guerrero-Aconcha, A. Kantzas. Diffusion of hydrocarbon gases in heavy oil and bitumen. Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. Cartagena de Indias: Soci- ety of Petroleum Engineers, 2009. [18] L. Song, A. Kantzas and J. Bryan. Experimental measurement of diffusion coefficient of CO2 in heavy oil using X-ray com- puter-assisted tomography under reservoir conditions. Canadia Unconventional Resources and International Petroleum Confer- ence. Calgary: Society of Petroleum Engineers, 2010. [19] L. Song, A. Kantzas and J. Bryan. Investigation of CO2 diffusiv- ity in heavy oil using X-ray compu der reservoir conditions. SPE International Conference on CO2 Capture, Storage, and Utilization. New Orleans: Society of Pe- troleum Engineers, 2010. [20] C. D. Yang and Y. A. Gu. A new method for measuring solvent diffusivity in heavy oil by dynamic pendant drop shape SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Denver: Society of Petroleum Engineers, 2003. [21] R. Islas-Juarez, V. Samanego, C. Perez-Rosales, et al. Experi- mental study of effective diffusion in porous media. SPE Inter- national Petroleum Confer of Petroleum Engineers, 2004. [22] 李东东, 侯吉 瑞, 赵凤兰, 王少朋, 岳湘安. 二氧化碳在原油 中的分子扩散系数和溶解度研究[J]. 油田化学, 2009, 26(4): 405-408. [24] F. Civan, M. L. Rasmussen. Improved measurement of gas dif- fusivity for miscible gas flooding under nonequilibrium vs. equilibrium posium. Tulsa: Society of Petroleum Engineers, 2002. [25] F. Civan, M. L. Rasmussen. Analysis and interpretation of gas diffusion in quiescent reservoir, drilling, and completion fluids: equilibrium vs. non-equili Conference and Exhibition. Denver: Society of Petroleum Engi- neers, 2003. [26] F. Civan, M. L. Rasmussen. Determination of gas-diffusion and interface-mass-transfer coefficients for quiescent rese uids. SPE Journal, 2006, 11(1): 71-79. [27] W. Sachs. The diffusional transport methane in liquid water: Method and result of experimental investigation at elevated pressure. Journal of Petroleum Science and Engineering, 1998, 21(3): 153-16 Copyright © 2013 Hanspub 55  气体–原油分子扩散系数实验研究进展 Copyright © 2013 Hanspub 56 000, 164(2): 105-113. Huang and J. R. Hou. Determination of diffu- ils Engineers, 2005. lvent system. SPE Annual Techni- sium on Improved Oil Recovery. Tulsa: Soci- onference on Heavy Crude ure. Fluid Phase Equilibrium, essure. Industrial & Engineering Chem- (4): 1080-1087. Jour- in heavy oil under reservoir conditions. Energy & Fuels, [28] I. I. Abarzhi. Wave mechanism of mass transfer for kinetics of adsorption in biporous media. Colloids and Surfaces A: Phys- icochemical and Engineering Aspects, 2 [29] M. L. Rasmussen, F. Civan. Parameters of gas dissolution in liquids obtained by isothermal pressure decay. Fluid Mechanics and Transport Phenomena, 2009, 55(1): 9-23. [30] F. L. Zhao, S. J. sion coefficient and percolation model during CO2 flooding. 2010 International Symposium on Multi-field Coupling Theory of Rock and Soil Media and Its Applications, 2010: 106-112. [31] D. Unatrakarn, K. Asghari and J. Condor. Experimental studies of CO2 and CH4 diffusion coefficient in bulk oil and porous me- dia. Energy Procedia, 2011, 4: 2170-2177. [32] V. Oballa, R. M. Butler. An experimental study of diffusion in the bitumen-toluene system. Journal of Canadian Petroleum Technology, 1989, 28(2): 63. [33] D. Salama, A. Kantzas. Monitoring of diffusion of heavy o with hydrocarbon solvents in the presence of sand. SPE/PS- CIM/CHOA International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium. Calgary: Society of Petroleum [34] H. Luo, H. Kryuchkov and A. Kantzas. The effect of volume changes due to mixing on diffusion coefficient determination in heavy oil and hydrocarbon so cal Conference and Exhibition. Anaheim: Society of Petroleum Engineers, 2007. [35] H. Luo, A. Kantzas. Investigation if diffusion coefficients of heavy oil and hydrocarbon solvent systems in porous media. SPE/DOE Sympo ety of Petroleum Engineers, 2008. [36] T. A. Nguyen, S. M. Faroup-Ali. Role of diffusion and gravity segregation in oil recovery by immiscible carbon dioxide wag progress. UNITER International C and Tar Sand, 1995, 12: 393-403. [37] L. S. Wang, Z. X. Lang and T. M. Guo. Measurements and cor- relation of the diffusion coefficients of carbon dioxide in liquid hydrocarbons under Elevated press 1996, 117(2): 364-372. [38] P. Guo, Z. H. Wang, P. P. Shen and J. F. Du. Molecular diffusion coefficients of the multicomponent gas-crude oil systems under high temperature and pr istry Research, 2009, 48(19): 9023-9027. [39] S. R. Upreti, A. K. Mehrotra. Experimental measurement of gas diffusivity in bitumen: Results for carbon dioxide. Industrial & Engineering Chemistry Research, 2000, 39 [40] A. K. Tharanivasan, C. D. Yang and Y. A. Gu. Comparison of three different interface mass transfer models used in the ex- perimental measurement of solvent diffusivity in heavy oil. nal of Petroleum Science and Engineering, 2004, 44(3-4): 269- 282. [41] A. K. Tharanivasan, C. D. Yang and Y. A. Gu. Measurements of molecular diffusion coefficients of carbon dioxide, methane, and propane 2006, 20(6): 2509-2517. |