CN112727416B - 一种原位微乳生成及驱油效率测试装置及方法 - Google Patents
一种原位微乳生成及驱油效率测试装置及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112727416B CN112727416B CN201911043211.2A CN201911043211A CN112727416B CN 112727416 B CN112727416 B CN 112727416B CN 201911043211 A CN201911043211 A CN 201911043211A CN 112727416 B CN112727416 B CN 112727416B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- valve
- oil
- microemulsion
- oil displacement
- microscopic
- 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.)
- Active
Links
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 109
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 title claims abstract description 104
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 139
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 18
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 claims description 5
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 claims description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 3
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 238000011161 development Methods 0.000 description 8
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 4
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 4
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000011218 binary composite Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 229910000856 hastalloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004907 Macro-emulsion Substances 0.000 description 1
- -1 anion carboxylate Chemical class 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000012847 fine chemical Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000001259 photo etching Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing 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
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
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)
Abstract
本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种原位微乳生成及驱油效率测试装置及方法。该装置包括微乳生成***，微观驱油能力测试***，宏观驱油能力测试***，显微成像图片采集***，第一阀门，第二阀门，第三阀门及回压阀；微乳生成***包括多孔介质模拟腔体，微管，温度传感器一，温度传感器二，压力传感器一，压力传感器二，加热套，电极和法兰；微观驱油能力测试***由高温高压可视化模型和光源组成，高温高压可视化模型内部装有模拟岩心不同孔喉尺寸的玻璃板；宏观驱油能力测试***由岩心夹持器和压力传感器组成。该装置能够在高温高压模拟地层条件下持续地生成微乳，并可以精确评价微乳微观驱油能力。
Description
技术领域
本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种原位微乳生成及驱油效率测试装置及方法。
背景技术
国内东部老油田开发已进入高含水开发中后期，平均含水率约为90％，最高已经达到95％，水驱方式难以进一步提高采收率。此外，大多数油田的储层平面及纵向非均质性严重，且随着开发进行地层条件呈现恶化趋势，水驱开发效率逐年降低，高含水阶段油气产量差，开发难度加大，经济效益低，所以寻找水驱后的驱替技术至关重要。
表面活性剂驱、聚合物驱、碱水驱等化学驱油方法在油田上作为水驱后的接替技术，已经广泛投入使用，但是这些方法不适用于低渗透油藏、稠油油藏、非均质油藏等复杂油气藏的开发，达不到预期的开发效果，所以相关学者提出微乳液驱油技术。微乳液与油、水间界面张力低，毛管阻力小，能够进入微小孔道，增大波及系数，降低注入压力，最终达到提高采收率的作用。油田化学1986年第3卷中，记载了黄延章等人发表的《胶束一微乳液驱油机理的实验研究》一文，文章中指出三次采油中的胶束一微乳液驱油是提高原油采收率很有效的一种方法。在实验条件下连续注入胶束一微乳液体系，基本上能采出100％的油；在注入0.1PV不同类型的体系时，驱油效率按油外相、中相、水外相的顺序降低若考虑经济等因素，以中相驱油体系为最好；控制流度比不控制流度的驱油效率高；体系与油的界面张力越低，驱油效率也越高。
精细化工2000年第17卷中，记载了刘方等人发表的《表面活性剂在石油开采中的应用》一文，文章中指出微乳状液驱是可使原油采收率提高到80％～90％，微乳状液同油、水是无界面的，即没有界面张力，不存在毛细管阻力，它的波及系数比普通水高，由于与油完全混溶，因此，洗油率很好。微乳状液注入地层形成段塞,溶解残留在地层孔隙中的原油，达到饱和后再分离成油相从井中采出。刘方等人用3.0％玉门石油磺酸盐-3A和2.6％混合醇(丁醇和异丙醇)体系进行了微乳液驱的相关室内研究，该体系的增溶参数为12，界面张力为3.3×10-4mN/m，驱油效率(水驱后残余油饱和度)可达94.6％，于1990年12月在玉门油田老君庙油矿F-184井进行单井吞吐试验，取得了良好的应用效果。油田化学2017年第34卷中，记载了黎锡瑜等人发表的《原位微乳液驱微观驱油实验研究》一文，文章中研究了基于阴-非离子与阴离子羧酸盐复配表面活性剂(B-1)和单芳烷基磺酸盐表面活性剂(A3-2)的原位微乳液驱油，分析对比了原位微乳液与表面活性剂/聚合物二元复合驱的驱油作用，研究结果表明，原位微乳液驱的驱油效果好于表面活性剂/聚合物二元复合驱。原位微乳液驱主要依靠表面活性剂的增溶作用，在多孔介质中与原油原位形成微乳液，从而达到混相驱油的作用效果；当原油在微乳液的胶束中增溶达到饱和时，进一步通过乳化携带、降低油水界面张力和改善润湿性等机理，优先启动簇状及斑状剩余油，使各种类型的剩余油都得到有效启动运移。
微乳液驱是驱替效率较高的一种化学驱油方法，在低渗透油藏的三次采油中取得了较好的应用，其主要依靠表面活性剂的增溶作用，在地层多孔介质中与原油原位生成微乳，从而达到混相驱油的效果；当增溶原油达到饱和时，进一步通过降低油水界面张力、乳化携带和改善润湿性等机理，启动连片状残余油、簇状残余油、分散状残余油等，使其得到有效运移，达到采收率的目的。然而原位微乳液的性能会受到油藏温度、压力、孔隙结构、地层水矿化度、原油性质等地层条件以及微乳液自身性质等多重因素影响，这些因素的综合作用直接影响微乳液驱油的采收率。因此模拟油藏中复杂、苛刻的条件，表活剂与原油原位生成微乳并测试微乳液微观驱油能力和宏观驱油能力是十分必要的。传统的微观可视化模型结构较为简单，可实现的模拟条件相对较少，没有与原位微乳生成***、微观驱油能力测试、宏观驱油能力测试结合起来，可实现的功能较少，难以实现复杂油藏条件下原位微乳生成及驱油效率测试。以申请号为201621178261.3的中国专利《一种微观可视化驱替模拟***》为例，其设计的微观可视化***包括观测及采集***、驱动***，通过注水泵和中间容器注入化学剂，通过采集***可以观测流体的流动特征。此类装置的局限性主要体现在以下几点：
一是未考虑化学剂在高温高压条件下的生成条件，不能实时监测温度、压力、剩余油的情况，不能使其能够在高温高压模拟地层条件下持续地生成驱油剂。
二是该装置未考虑精确评价驱油剂驱油能力，传统的微观可视化驱替模型设计过于简单，可实现的功能较少。
三是该装置未考虑驱替时地层高压环境，难以实现复杂的油藏条件；该设计不能及时在光刻玻璃片中补充原油。
发明内容
针对以上不足本发明，本发明提供一种原位微乳生成及驱油效率测试装置及方法，可以实时监测温度、压力、剩余油的情况，同时还能够及时补充原油，控制体系温度，使其能够在高温高压模拟地层条件下持续地生成微乳，并可以精确评价微乳微观驱油能力。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
本发明主要目的之一，提供一种原位微乳生成及驱油效率测试装置，该装置包括微乳生成***，微观驱油能力测试***，宏观驱油能力测试***，显微成像图片采集***，第一阀门，第二阀门，第三阀门及回压阀；
微乳生成***通过第一阀门、第二阀门与微观驱油能力测试***相连，微乳生成***通过第一阀门、第三阀门与宏观驱油能力测试***相连；宏观驱油能力测试***与微观驱油能力测试***并联，且在并联的管路之后连接回压阀；微观驱油能力测试***与显微成像图片采集***相连。
微乳生成***包括多孔介质模拟腔体，微管，温度传感器，压力传感器，加热套，电极和法兰；温度传感器、压力传感器分别置于微乳生成***入口端、出口端，微管***多孔介质模拟腔体内部，电极位于多孔介质模拟腔体内部，加热套位于多孔介质模拟腔体表层，微乳生成***端口由法兰固定。
在多孔介质模型外侧设置有加热套，其内部设置有温度传感器，分别置于微乳生成***入口端、出口端。此设计可实现模拟地层油藏的高温条件，且实时监测微乳生成***内的温度变化。注入端通过管线与多孔介质模型连接，通过控制注入速度、注入压力进而模拟地层油藏的高压条件。同时，在多孔介质模型内部设置有压力传感器，分别置于微乳生成***入口端、出口端，可实时监测微乳生成***内的压力的变化。
微观驱油能力测试***由高温高压可视化模型和光源组成，高温高压可视化模型内部装有模拟岩心不同孔喉尺寸的玻璃板，所述模拟岩心不同孔喉尺寸的玻璃板，从上到下平均孔喉半径尺寸分别为0.5μm的玻璃板、5μm的玻璃板、2μm的玻璃板；此设计可以模拟油藏开发形成的优势水流通道，有利于分析不同孔喉尺寸的岩心模型内流体的动态特性和流场的变化，有利于研究不同孔喉尺寸的岩心模型对采收率的影响。
高温高压可视化模型上下两端分别设有原油补充管道；两侧与进出口管道相连；此设计可以及时补充原油，有利于观察微乳液增溶油水、乳化携带原油等实验现象；有利于简化操作步骤，在饱和油实验阶段不用拆卸微岩心模型，保证了实验过程的连续性可增加工作效率，保证了微观驱油能力测试装置的密闭性，有效地避免了气泡对此实验产生影响。
所述光源为LED平面光源。
宏观驱油能力测试***由岩心夹持器和压力传感器组成；宏观驱油能力测试***与微观驱油能力测试***并联，且在并联的管路之后连接一个回压阀。
显微成像图片采集***，由显微镜、工业摄像机，计算机和横向式双臂万向支架组成，工业摄像机与显微镜连接，并通过横向式双臂万向支架固定，工业摄像机同时与计算机连接。
优选地，多孔介质模拟腔体内填充有微米级粒度的玻璃砂、石英砂或粉碎处理后的天然岩心。
优选地，微管直径为0.5mm。
本发明目的之二，提供一种原位微乳生成及驱油效率测试方法，所述方法包括以下步骤：
(1)填充微乳生成腔体
根据微乳生成条件和需要模拟的油藏特点向多孔介质模拟腔体内充填可以模拟地层的油砂颗粒，然后紧固两端的法兰；
(2)设备连接
连接微乳生成***，微观驱油能力测试***，宏观驱油能力测试***，显微成像图片采集***和回压阀；
(3)微乳生成
打开第一阀门、第二阀门、第三阀门，使***形成通路，然后在微乳生成***入口端注入表面活性剂，同时打开温度传感器、压力传感器、电极监测器，实时监测多孔介质模拟腔体内温度、压力和剩余油的变化，当剩余油不足时，可以通过微管向多孔介质模拟腔体内补充油，当生成的微乳到达微乳生成***的出口端时，及时关掉第一阀门、第二阀门、第三阀门；
(4)微观驱油能力测试
当测量微观驱替能力时，打开第一阀门、第二阀门，保持第三阀门关闭状态，此时生成的微乳通过管道进入微观驱油能力测试***，微乳液驱替微观孔喉中剩余油，一段时间后收集采出的液体，根据其结果计算采收率；在整个微观驱替的过程中，打开LED平面光源，用显微镜和工业摄像机观察并记录在微乳的作用下油滴变形、乳化、分散的过程；
(5)宏观驱油能力测试
当测量宏观驱替能力时，打开第一阀门、第三阀门，压力传感器，保持第二阀门关闭状态，此时生成的微乳通过管线进入宏观驱油能力测试***，经过一段时间后，收集采出的液体，根据其结果计算采收率。
本发明有益效果：
一是该装置的微乳生成***可以自动生成微乳，并实时监测温度、压力、剩余油的情况，同时还能够及时补充原油，控制体系温度，使其能够在高温高压模拟地层条件下持续地生成微乳。
二是该装置可以模拟地层高温高压条件下微乳液流体在多孔介质中的流动，清晰的观测到微乳液的流动特征，实时监测微乳液的驱替动态，精确评价微乳微观驱油能力；该装置还可以宏观层面上评价微乳液体系的驱油能力。
三是该装置的高分辨显微成像图片采集***可以实时监测多孔介质中油水的分布状态，有助于开展关于驱油机理，微观渗流增油规律及剩余油分布的研究。
附图说明
图1为本发明所述装置的整体结构示意图：
图2为不同渗透率光刻岩心模型中微乳液驱油微观可视化图：A所示渗透率为3490×10-3μm2，B所示渗透率为114×10-3μm2，C所示渗透率为27×10-3μm2。
图中：1、微乳生成***；2、微观驱油能力测试***；3、宏观驱油能力测试***；4、显微成像图片采集***；5、多孔介质模拟腔体；6、微管；7-1、第一温度传感器；7-2、第二温度传感器；8、法兰；9、加热套；10、电极；11-1、第一压力传感器；11-2、第二压力传感器；12、第一阀门；13、第二阀门；14、第三阀门；15、平均孔喉半径尺寸为0.5μm的玻璃板；16、平均孔喉半径尺寸为5μm的玻璃板；17、平均孔喉半径尺寸为2μm的玻璃板；18、LED平面光源；19、岩心夹持器；20、第三压力传感器；21、工业摄像机；22、显微镜；23、横向式双臂万向支架；24、计算机；25、原油补充管道；26、回压阀。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。
实施例
如图1所示，所述原位微乳生成及驱油效率测试装置包括微乳生成***1，微观驱油能力测试***2，宏观驱油能力测试***3，显微成像图片采集***4，第一阀门12，第二阀门13，第三阀门14及回压阀26；
微乳生成***1通过第一阀门12、第二阀门13与微观驱油能力测试***2相连，微乳生成***1通过第一阀门12、第三阀门14与宏观驱油能力测试***3相连；宏观驱油能力测试***3与微观驱油能力测试***2并联，且在并联的管路之后连接回压阀26；微观驱油能力测试***2与显微成像图片采集***4相连；
微乳生成***包括多孔介质模拟腔体5，微管6，温度传感器7，压力传感器11，加热套9，电极10和法兰8；第一温度传感器7-1、第一压力传感器11-1位于微乳生成***入口端，第二温度传感器7-2、第二压力传感器11-2位于微乳生成***出口端，微管6***多孔介质模拟腔体5内部，电极10位于多孔介质模拟腔体5内部，加热套9位于多孔介质模拟腔体表层，微乳生成***端口由法兰8固定；
微观驱油能力测试***由高温高压可视化模型和光源组成，高温高压可视化模型内部装有模拟岩心不同孔喉尺寸的玻璃板，所述模拟岩心不同孔喉尺寸的玻璃板，从上到下平均孔喉半径尺寸分别为0.5μm的玻璃板15、5μm的玻璃板16、2μm的玻璃板17；高温高压可视化模型上下两端分别设有原油补充管道；两侧与进出口管道相连；所述光源为LED平面光源18。
宏观驱油能力测试***3由岩心夹持器19和第三压力传感器20组成；夹持器材质为哈氏合金。
显微成像图片采集***4，由显微镜22、工业摄像机21，计算机24和横向式双臂万向支架23组成，工业摄像机21与显微镜22连接，并通过横向式双臂万向支架23固定，工业摄像机21同时与计算机24连接。
多孔介质模拟腔体内填充有微米级粒度的玻璃砂、石英砂或粉碎处理后的天然岩心。
微管直径为0.5mm，材质为哈氏合金。
一种原位微乳生成及驱油效率测试方法，所述方法包括以下步骤：
(1)填充微乳生成腔体
根据微乳生成条件和需要模拟的油藏特点向多孔介质模拟腔体内充填可以模拟地层的油砂颗粒，然后紧固两端的法兰；
(2)设备连接
连接微乳生成***，微观驱油能力测试***，宏观驱油能力测试***，显微成像图片采集***和回压阀；
(3)微乳生成
打开第一阀门、第二阀门、第三阀门，使***形成通路，然后在微乳生成***入口端注入表面活性剂，同时打开温度传感器、压力传感器、电极监测器，实时监测多孔介质模拟腔体内温度、压力和剩余油的变化，当剩余油不足时，可以通过微管向多孔介质模拟腔体内补充油，当生成的微乳到达微乳生成***的出口端时，及时关掉第一阀门、第二阀门、第三阀门；
(4)微观驱油能力测试
当测量微观驱替能力时，打开第一阀门、第二阀门，保持第三阀门关闭状态，此时生成的微乳通过管道进入微观驱油能力测试***，微乳液驱替微观孔喉中剩余油，一段时间后收集采出的液体，根据其结果计算采收率；在整个微观驱替的过程中，打开LED平面光源，用显微镜和工业摄像机观察并记录在微乳的作用下油滴变形、乳化、分散的过程；
(5)宏观驱油能力测试
当测量宏观驱替能力时，打开第一阀门、第三阀门，压力传感器，保持第二阀门关闭状态，此时生成的微乳通过管线进入宏观驱油能力测试***，经过一段时间后，收集采出的液体，根据其结果计算采收率。
采用本发明装置测试结果如图2所示。
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种原位微乳生成及驱油效率测试装置，其特征在于，该装置包括微乳生成***，微观驱油能力测试***，显微成像图片采集***，第一阀门，第二阀门，第三阀门及回压阀；微乳生成***通过第一阀门、第二阀门与微观驱油能力测试***相连；微观驱油能力测试***与显微成像图片采集***相连；
微乳生成***包括多孔介质模拟腔体，微管，温度传感器，压力传感器，加热套，电极和法兰；温度传感器、压力传感器分别置于微乳生成***入口端、出口端，微管***多孔介质模拟腔体内部，电极位于多孔介质模拟腔体内部，加热套位于多孔介质模拟腔体表层，微乳生成***端口由法兰固定；
微观驱油能力测试***由高温高压可视化模型和光源组成，高温高压可视化模型内部装有模拟岩心不同孔喉尺寸的玻璃板，所述模拟岩心不同孔喉尺寸的玻璃板，从上到下平均孔喉半径尺寸分别为0.5μm的玻璃板，5μm的玻璃板、2μm的玻璃板；高温高压可视化模型上下两端分别设有原油补充管道；两侧与进出口管道相连；所述光源为LED平面光源；
宏观驱油能力测试***由岩心夹持器和压力传感器组成；微乳生成***通过第一阀门、第三阀门与宏观驱油能力测试***相连；宏观驱油能力测试***与微观驱油能力测试***并联，且在并联的管路之后连接一个回压阀。
2.根据权利要求1所述装置，其特征在于，显微成像图片采集***由显微镜、工业摄像机，计算机和横向式双臂万向支架组成；工业摄像机与显微镜连接，并通过横向式双臂万向支架固定，工业摄像机同时与计算机连接。
3.根据权利要求1所述装置，其特征在于，多孔介质模拟腔体内填充有微米级粒度的玻璃砂、石英砂或粉碎处理后的天然岩心。
4.根据权利要求1所述装置，其特征在于，微管直径为0.5mm。
5.用权利要求1所述原位微乳生成及驱油效率测试装置的驱油效率测试方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)填充微乳生成腔体
根据微乳生成条件和需要模拟的油藏特点向多孔介质模拟腔体内充填模拟地层的油砂颗粒，然后紧固两端的法兰；
(2)设备连接
连接微乳生成***，微观驱油能力测试***，宏观驱油能力测试***，显微成像图片采集***和回压阀；
(3)微乳生成
打开第一阀门、第二阀门、第三阀门，使***形成通路，然后在微乳生成***入口端注入表面活性剂，同时打开温度传感器、压力传感器、电极监测器，实时监测多孔介质模拟腔体内温度、压力和剩余油的变化，当剩余油不足时，通过微管向多孔介质模拟腔体内补充油，当生成的微乳到达微乳生成***的出口端时，及时关掉第一阀门、第二阀门、第三阀门；
(4)微观驱油能力测试；
(5)宏观驱油能力测试
当测量宏观驱替能力时，打开第一阀门、第三阀门，压力传感器，保持第二阀门关闭状态，此时生成的微乳通过管线进入宏观驱油能力测试***，经过一段时间后，收集采出的液体，根据其结果计算采收率。
6.根据权利要求5所述方法，其特征在于，微观驱油能力测试具体步骤为：打开第一阀门、第二阀门，保持第三阀门关闭状态，此时生成的微乳通过管道进入微观驱油能力测试***，微乳液驱替微观孔喉中剩余油，一段时间后收集采出的液体，根据其结果计算采收率；在整个微观驱替的过程中，打开LED平面光源，用显微镜和工业摄像机观察并记录在微乳的作用下油滴变形、乳化、分散的过程。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911043211.2A CN112727416B (zh) | 2019-10-28 | 2019-10-28 | 一种原位微乳生成及驱油效率测试装置及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911043211.2A CN112727416B (zh) | 2019-10-28 | 2019-10-28 | 一种原位微乳生成及驱油效率测试装置及方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112727416A CN112727416A (zh) | 2021-04-30 |
| CN112727416B true CN112727416B (zh) | 2022-11-08 |
Family
ID=75589148
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201911043211.2A Active CN112727416B (zh) | 2019-10-28 | 2019-10-28 | 一种原位微乳生成及驱油效率测试装置及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112727416B (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11434758B2 (en) * | 2020-05-17 | 2022-09-06 | North Oil Company | Method of assessing an oil recovery process |
| CN113607778A (zh) * | 2021-06-18 | 2021-11-05 | 长江大学 | 一种用于模拟气藏耐压可视化的实验装置及方法 |
| CN114737925B (zh) * | 2022-04-20 | 2023-04-14 | 中国矿业大学(北京) | 一种水压致裂煤岩体瓦斯渗流模拟装置及抽采量预测方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103216222A (zh) * | 2013-04-30 | 2013-07-24 | 北京科技大学 | 一种模拟微生物驱油的高温高压可视化装置以及模拟方法 |
| CN106771090A (zh) * | 2016-12-26 | 2017-05-31 | 浙江海洋大学 | 一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法及测定装置 |
| CN107514249A (zh) * | 2017-10-23 | 2017-12-26 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种天然气水合物化学驱光刻玻璃模型微观实验装置 |
| CN107860694A (zh) * | 2017-09-29 | 2018-03-30 | 中国石油大学(华东) | 测量预交联凝胶颗粒在岩石微观孔喉中运移规律的方法 |
| CN107939362A (zh) * | 2017-12-22 | 2018-04-20 | 浙江海洋大学 | 一种高温高压下聚合物颗粒分散体系微观驱油装置及使用方法 |
| CN108872230A (zh) * | 2017-05-10 | 2018-11-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | Co2乳液吞吐提高残余油驱替效果的评价方法和装置 |
| CN108868716A (zh) * | 2017-05-10 | 2018-11-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于评价co2乳液对油藏驱替效果的***及方法 |
| CN208818610U (zh) * | 2018-07-04 | 2019-05-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于测定超临界二氧化碳乳液在原油中扩散系数的*** |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AR114207A1 (es) * | 2018-01-15 | 2020-08-05 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Utilización de microfluidos como tecnología de evaluación rápida para una recuperación mejorada de petróleo |
-
2019
- 2019-10-28 CN CN201911043211.2A patent/CN112727416B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103216222A (zh) * | 2013-04-30 | 2013-07-24 | 北京科技大学 | 一种模拟微生物驱油的高温高压可视化装置以及模拟方法 |
| CN106771090A (zh) * | 2016-12-26 | 2017-05-31 | 浙江海洋大学 | 一种模拟表面活性剂驱油过程中沿程原油乳化能力的测定方法及测定装置 |
| CN108872230A (zh) * | 2017-05-10 | 2018-11-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | Co2乳液吞吐提高残余油驱替效果的评价方法和装置 |
| CN108868716A (zh) * | 2017-05-10 | 2018-11-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于评价co2乳液对油藏驱替效果的***及方法 |
| CN107860694A (zh) * | 2017-09-29 | 2018-03-30 | 中国石油大学(华东) | 测量预交联凝胶颗粒在岩石微观孔喉中运移规律的方法 |
| CN107514249A (zh) * | 2017-10-23 | 2017-12-26 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种天然气水合物化学驱光刻玻璃模型微观实验装置 |
| CN107939362A (zh) * | 2017-12-22 | 2018-04-20 | 浙江海洋大学 | 一种高温高压下聚合物颗粒分散体系微观驱油装置及使用方法 |
| CN208818610U (zh) * | 2018-07-04 | 2019-05-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于测定超临界二氧化碳乳液在原油中扩散系数的*** |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 高温高压条件下油藏内源微生物微观驱油机理;朱维耀等;《石油学报》;20140515(第03期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112727416A (zh) | 2021-04-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112727416B (zh) | 一种原位微乳生成及驱油效率测试装置及方法 | |
| Zhao et al. | Visualizing in-situ emulsification in porous media during surfactant flooding: A microfluidic study | |
| Wang et al. | Pore-scale experimental study on EOR mechanisms of combining thermal and chemical flooding in heavy oil reservoirs | |
| CN108329900B (zh) | 一种驱油用微泡沫及其制备方法 | |
| Bora et al. | Flow visualization studies of solution gas drive process in heavy oil reservoirs with a glass micromodel | |
| Yue et al. | Experimental research on remaining oil distribution and recovery performances after nano-micron polymer particles injection by direct visualization | |
| Huang et al. | Pore-scale investigation of CO2/oil exsolution in CO2 huff-n-puff for enhanced oil recovery | |
| Xiaolong et al. | Effect of gravity segregation on CO2 flooding under various pressure conditions: Application to CO2 sequestration and oil production | |
| Zhang et al. | Microscopic remaining oil initiation mechanism and formation damage of CO2 injection after waterflooding in deep reservoirs | |
| CN110044774A (zh) | 用于表面活性剂原位乳化提高采收率研究的微流控装置和方法 | |
| Chen et al. | Core-and pore-scale investigation on the migration and plugging of polymer microspheres in a heterogeneous porous media | |
| CN115078356A (zh) | 多孔介质内高温高压凝析气相态微流控实验方法 | |
| Zhai et al. | Potential of a new water-soluble agent for enhancing heavy oil recovery: A pore-scale investigation | |
| Lv et al. | Enhanced oil recovery using aqueous CO2 foam stabilized by particulate matter from coal combustion | |
| Wang et al. | Experimental study of the mechanism of nanofluid in enhancing the oil recovery in low permeability reservoirs using microfluidics | |
| CN116148130A (zh) | 一种乳状液制备和特性同步测定的多功能一体化实验装置及其工作方法 | |
| CN110658225B (zh) | 一种基于mri的高温高压下两相流体对流混合实验方法 | |
| Dawe et al. | Microscale visual study of end effects at permeability discontinuities | |
| Le et al. | Experimental investigation on plugging performance of CO2 microbubbles in porous media | |
| Hu et al. | Study on the chemical structure characterization and emulsification-stripping of heavy oil | |
| Zhai et al. | Synergistic mechanism of enhanced heavy oil recovery by compound flooding using 3D visualization model | |
| Zhu et al. | Experimental investigation of CO2 foam flooding-enhanced oil recovery in fractured low-permeability reservoirs: Core-scale to pore-scale | |
| CN116148131A (zh) | 一种稠油乳状液储层动态粘度的测试方法 | |
| Zhao et al. | Dynamic monitoring and enhanced oil recovery evaluation of the water flooding process of liquid nanofluids in tight reservoirs | |
| Wang et al. | Comparative study of the imbibition patterns of two types of surfactants and their residual oil morphology in low-permeability reservoirs |
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 |