CN116877053A - 一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置及其工作方法 - Google Patents
一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置及其工作方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116877053A CN116877053A CN202310976437.8A CN202310976437A CN116877053A CN 116877053 A CN116877053 A CN 116877053A CN 202310976437 A CN202310976437 A CN 202310976437A CN 116877053 A CN116877053 A CN 116877053A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- emulsification
- monitoring
- water
- sand filling
- 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.)
- Pending
Links
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 91
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title claims abstract description 51
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 60
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 56
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 47
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 30
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 86
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 84
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 75
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 53
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 33
- 239000005341 toughened glass Substances 0.000 claims description 28
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 claims description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 23
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 21
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 20
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 20
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 18
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 18
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 18
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 14
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 9
- YQGOJNYOYNNSMM-UHFFFAOYSA-N eosin Chemical compound [Na+].OC(=O)C1=CC=CC=C1C1=C2C=C(Br)C(=O)C(Br)=C2OC2=C(Br)C(O)=C(Br)C=C21 YQGOJNYOYNNSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000000877 morphologic effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 5
- 238000007788 roughening Methods 0.000 claims description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 5
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 4
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000010963 304 stainless steel Substances 0.000 claims description 3
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910000589 SAE 304 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 3
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 claims description 3
- 238000004043 dyeing Methods 0.000 claims description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000005286 illumination Methods 0.000 claims description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 3
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000004332 silver Substances 0.000 claims description 3
- 238000003892 spreading Methods 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 120
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 208000005156 Dehydration Diseases 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000001000 micrograph Methods 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
本发明涉及一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置及其工作方法，包括流体控制***、乳化驱油***和监测分析***，其中监测分析***包括波及范围监测子***、乳化状态监测子***和驱油效率监测子***；实验过程中，流体控制***将稠油、水、降粘剂溶液依次注入乳化驱油***，采用监测分析***同步实时监测降粘剂溶液的波及范围、模型内部不同位置的稠油原位乳化状态以及驱油效率，多层次分析稠油冷采原位乳化开发效果。本发明实现了近似真实油藏条件下，降粘剂波及范围、稠油原位乳化状态以及驱油效率的同步测定，可为深入研究稠油冷采原位乳化提高原油采收率机理提供专门实验装置。
Description
技术领域
本发明涉及一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置及其工作方法，属于油气田开发技术领域。
背景技术
我国是世界重要的稠油生产国，资源量丰富，高效开发稠油油藏是保障我国石油供给的重要途径。常规热采开发方式整体采收率偏低，化学复合冷采技术可大幅提高稠油油藏原油采收率。化学复合冷采过程中，降黏剂与原油乳化生成的乳状液粘度下降、更易流动，是最主要的提高采收率机理。
然而，降粘剂溶液注入地层后，其有效波及范围如何，不同油藏位置的稠油能否被乳化，乳化状态怎样，是否有效提高驱油效率等地下真实情况难以准确掌握。因此，亟需通过室内实验手段开展稠油冷采原位乳化开发效果研究。
目前，室内多采用微流控芯片、一维人造岩心模型、二维玻璃刻蚀模型等开展乳化驱油实验。然而，微流控芯片仅包含有限个微米级流动通道，无法反映降粘剂溶液的乳化驱替过程；一维人造岩心模型驱替实验仅能在出口端采样分析稠油乳化情况，而无法获知岩心内部不同位置的乳化状态；二维玻璃刻蚀模型驱替实验虽能观察到降粘剂溶液的波及范围及稠油乳化现象，但二维刻蚀模型与真实油藏三维孔喉分布特征具有本质不同。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提出了一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置，结合三维大尺度集成填砂实验模型、高像素摄像机、以及模型内部布置的电极测量转换器和液体采集转换器，能够同步实时监测降粘剂溶液的波及范围、稠油乳化状态以及驱油效率，为深入研究稠油冷采原位乳化提高采收率机理提供了专门实验装置，有助于推动稠油化学复合冷采技术的实施和推广。
本发明还提供了上述稠油冷采原位乳化实时监测实验装置的工作方法。
本发明的技术方案为：
一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置，包括流体控制***、乳化驱油***和监测分析***；
实验过程中，流体控制***首先将稠油注入并饱和乳化驱油***，然后注入水驱替稠油，最后将降粘剂溶液注入乳化驱油***，把稠油原位乳化并驱替采出，同时采用监测分析***进行实时监测。
根据本发明优选的，所述监测分析***包括波及范围监测子***、乳化状态监测子***和驱油效率监测子***；
波及范围监测子***用于监测分析降粘剂溶液在三维集成填砂模型中的分布范围；乳化状态监测子***用于监测分析降粘剂波及范围内的稠油原位乳化情况；驱油效率监测子***用于监测分析三维集成填砂模型中的剩余油饱和度分布。
根据本发明优选的，所述流体控制***包括依次连接的恒速恒压泵、管线、三个活塞式中间容器、阀门、六通阀和压力传感器；三个活塞式中间容器分别储存有水、稠油和降粘剂溶液；
恒速恒压泵将蒸馏水通过管线分别注入三个活塞式中间容器中的底部腔室并驱动其中的活塞向上移动，从而推动分别储存在三个活塞式中间容器中的顶部腔室的水、稠油、降粘剂溶液经六通阀依次注入乳化驱油***中，压力传感器通过管线与六通阀相连，用于实时监测注入压力值。
进一步优选的，所述水和降粘剂溶液使用水溶性染色剂曙红染成红色。
进一步优选的，所述活塞式中间容器、管线、阀门、六通阀为304不锈钢材质。
根据本发明优选的，所述乳化驱油***包括固定支架、集成填砂实验模型、注入井、生产井和采出液收集筒；
其中，集成填砂实验模型安装在固定支架上，注入井经管线与六通阀相连，注入流体经注入井进入集成填砂实验模型内部，然后经生产井流出后，由采出液收集筒收集处理。
根据本发明优选的，所述集成填砂实验模型包括腔室、凹槽、钢化玻璃、密封圈、九宫格玻璃压盖、活塞压盖、压紧活塞、密封压紧螺钉；
腔室中填放有石英砂，腔室的侧面设置有注入井和生产井，腔室顶部四周设置有凹槽，凹槽顶部放置有钢化玻璃，凹槽与钢化玻璃之间放置有密封圈；九宫格玻璃压盖通过活塞压盖、压紧活塞、密封压紧螺钉将钢化玻璃和腔室压紧固定；腔室底部放置有电极测量转换器和液体采集转换器。
进一步优选的，所述腔室壁面采用打毛工艺进行粗糙化处理。
进一步优选的，所述密封圈为耐腐蚀橡胶材质。
根据本发明优选的，所述波及范围监测子***包括LED光源、高像素摄像机和计算机；
LED光源安装在钢化玻璃上表面四周与九宫格玻璃压盖的接触位置内侧，用于增强钢化玻璃透视光照亮度；高像素摄像机固定在集成填砂实验模型上部中间位置，用于拍摄乳化驱油实验过程中的油水分布图像，并实时传输至计算机进行分析处理。
根据本发明优选的，所述乳化状态监测子***用于实时监测集成填砂实验模型内部不同位置处的稠油原位乳化是否发生及乳化生成乳状液的形态特征，包括液体采集转换器、测量试管、显微镜和计算机；
集成填砂实验模型中腔室底部共安装若干个液体采集转换器，用于采集集成填砂实验模型内部不同位置处的流体，并通过管线输送至测量试管，通过滴管取样后通过显微镜观察乳状液的形态特征并传输至计算机进行分析处理。
进一步优选的，液体采集转换器包括筛网、液体采集入口、液体采集阀门、液体采集出口；
其中，液体采集入口处焊接筛网，用于防止集成填砂实验模型内部填放的石英砂进入并堵塞液体采集转换器；液体采集出口处配置液体采集阀门，用于控制液体采样的速度大小。
根据本发明优选的，所述驱油效率监测子***包括电极测量转换器、电阻率检测仪和计算机；
其中，集成填砂实验模型中腔室底部共安装若干个电极测量转换器，每个电极测量转换器顶部安装饱和度测量电极对，并通过数据传输线与电阻率检测仪相连，用于采集饱和度测量电极对之间的电阻率值，然后传输至计算机分析处理得到剩余油饱和度值。
进一步优选的，所述饱和度测量电极对为红铜材质，其对称的内表面镀银；
进一步优选的，所述饱和度测量电极对安装在集成填砂实验模型内部同一深度位置，正、负电极间保持相同距离。
上述稠油冷采原位乳化实时监测实验装置的工作方法，具体步骤包括：
(1)采用石英砂填充集成填砂实验模型内部的腔室，在凹槽内放入密封圈，然后依次盖上钢化玻璃和九宫格玻璃压盖，固定好压紧活塞和密封压紧螺钉；
(2)将水、稠油和降粘剂溶液分别储存在三个活塞式中间容器中；
(3)实验开始后，首先，流体控制***将水注入并完全饱和集成填砂实验模型；然后，将稠油注入集成填砂实验模型，直至生产井处不再产出水时停止；再次，采用流体控制***将水注入集成填砂实验模型并驱替集成填砂实验模型中的稠油，当生产井处的产出液体中含水率达到95％时停止注入水，并采用流体控制***将降粘剂溶液注入集成填砂实验模型乳化驱替模型中的稠油，直至生产井处不再产出稠油时终止实验；实验过程中经生产井处产出的液体由采出液收集筒收集；
(4)在波及范围监测实验中，将LED光源安装在钢化玻璃上表面四周与九宫格玻璃压盖的接触位置内侧，采用高像素摄像机通过透明的钢化玻璃拍摄集成填砂实验模型上表面的流体分布照片，利用计算机对拍摄照片进行处理，分析注入液体的波及范围；
(5)在乳化状态监测实验中，打开位于腔室底部的液体采集转换器下部的液体采集阀门，集成填砂实验模型中的液体穿过筛网进入液体采集入口，然后由液体采集出口流入测量试管，采用滴管取样后放置在显微镜的载玻片上进行观察，并将数据传输至计算机进行图像处理，分析稠油原位乳化状态；
(6)在驱油效率监测实验中，通过电阻率检测仪采用电极测量转换器上安装的饱和度测量电极对测量两个电极之间的电阻率值，然后传输至计算机上进行处理得到集成填砂实验模型内部测试点处的剩余油饱和度值。
根据本发明优选的，降粘剂溶液的制备方法为：将阴离子表面活性剂石油磺酸盐溶解于水中形成降粘剂溶液，并采用水溶性染色剂曙红把水和降粘剂溶液染成红色，降粘剂溶液的质量百分数的取值范围为0.3％-0.6％；
进一步优选的，降粘剂溶液的质量百分数为0.5％。
根据本发明优选的，利用计算机对拍摄照片进行处理，分析注入液体的波及范围，包括：
对拍摄照片进行亮度、对比度和锐化处理，统计实验过程任一时刻拍摄的照片中染成红色的水或降粘剂溶液所占区域的面积a，以及饱和油结束时刻黑色的稠油所占区域的面积b，上述两个面积之间的比值a/b即为该时刻注入水或降粘剂溶液的波及范围。
根据本发明优选的，将数据传输至计算机进行图像处理，分析稠油原位乳化状态；包括：
将显微照片传输至计算机后进行亮度、对比度和锐化处理，统计显微照片中稠油液滴的粒径尺寸和分布数量，若粒径尺寸均匀、分布数量较多则表明稠油原位乳化效果较好。
根据本发明优选的，传输至计算机上进行处理得到集成填砂实验模型内部测试点处的剩余油饱和度值，包括：
传输至计算机后，利用阿尔奇公式计算电阻率测试点处对应的剩余油饱和度值，计算公式如式(I)所示：
式(I)中，So为剩余油饱和度，小数；Rw为地层水的电阻率，Ω·m；Rt为测量电极测得的电阻率，Ω·m；为集成填砂实验模型的孔隙度，小数；a、b、m、n为实验回归参数。
本发明的有益效果为：
1、本发明通过三维集成填砂实验模型开展乳化驱油实验，结合不同位置布置的液体采集转化器，能够获得三维大尺度填砂模型内部不同区域的真实稠油原位乳化状态，克服了传统岩心驱替实验仅能在模型出口端分析乳化状态的不足。
2、本发明通过高像素摄像机、电极测量转换器、液体采集转换器，能够同步实时监测降粘剂溶液的波及范围、波及范围内的稠油原位乳化、乳化后的驱油效率等数据，实现了稠油冷采原位乳化的层层递进分析。
附图说明
图1为一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置示意图；
图2为集成填砂实验模型的侧面图；
图3为集成填砂实验模型的底面图；
图4为集成填砂实验模型的顶面图；
图5为图3位置a处液体采样的显微照片；
图6为图3位置b处液体采样的显微照片；
1、恒速恒压泵，2、管线，3、活塞式中间容器，4、阀门，5、六通阀，6、压力传感器，7、固定支架，8、集成填砂实验模型，9、注入井，10、生产井，11、采出液收集筒，12、高像素摄像机，13、测量试管，14、显微镜，15、电阻率检测仪，16、计算机，17、九宫格玻璃压盖，18、LED光源，19、密封圈，20、凹槽，21、腔室，22、活塞压盖，23、压紧活塞，24、电极测量转换器，25、密封压紧螺钉，26、钢化玻璃，27、饱和度测量电极对，28、筛网，29、液体采集入口，30、液体采集转换器，31、液体采集阀门，32、液体采集出口。
具体实施方式
下面结合说明书附图和实施例对本发明进行详细描述，但不限于此。
实施例1
一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置，包括流体控制***、乳化驱油***和监测分析***；
实验过程中，流体控制***首先将稠油注入并饱和乳化驱油***，然后注入水驱替稠油，最后将降粘剂溶液注入乳化驱油***，把稠油原位乳化并驱替采出，同时采用监测分析***进行实时监测。
实施例2
根据实施例1所述的一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置，其区别在于：
如图1所示，监测分析***包括波及范围监测子***、乳化状态监测子***和驱油效率监测子***；
波及范围监测子***用于监测分析降粘剂溶液在三维集成填砂模型中的分布范围；乳化状态监测子***用于监测分析降粘剂波及范围内的稠油原位乳化情况；驱油效率监测子***用于监测分析三维集成填砂模型中的剩余油饱和度分布。
流体控制***包括依次连接的恒速恒压泵1、管线2、三个活塞式中间容器3、阀门4、六通阀5和压力传感器6；三个活塞式中间容器3分别储存有水、稠油和降粘剂溶液；
恒速恒压泵1将蒸馏水通过管线2分别注入三个活塞式中间容器3中的底部腔室并驱动其中的活塞向上移动，从而推动分别储存在三个活塞式中间容器3中的顶部腔室的水、稠油、降粘剂溶液经六通阀5依次注入乳化驱油***中，压力传感器6通过管线2与六通阀5相连，用于实时监测注入压力值。
恒速恒压泵1的流量调节范围为0.001-50mL·min-1；压力传感器6的精度为0.01MPa，量程为0-25MPa；注入的降粘剂溶液为阴离子表面活性剂石油磺酸盐溶解于水中形成的均匀溶液，其质量百分数取值范围为0.3％-0.6％；注入的水和降粘剂溶液使用水溶性染色剂曙红染成红色；注入的稠油为经过脱水处理后得到的油藏采出原油，颜色为黑色；活塞式中间容器3、管线2、阀门4、六通阀5为304不锈钢材质，耐压40MPa，活塞式中间容器3的容积为1L，管线2的直径为3mm；
乳化驱油***用于提供稠油原位乳化发生的模型及环境条件，包括固定支架7、集成填砂实验模型8、注入井9、生产井10和采出液收集筒11；其中，集成填砂实验模型8安装在固定支架7上，注入井9经管线2与六通阀5相连，注入流体经注入井9进入集成填砂实验模型8内部，然后经生产井10流出后，由采出液收集筒11收集处理。
集成填砂实验模型8的侧面图、底面图和顶面图分别如图2、图3和图4所示，集成填砂实验模型8包括腔室21、凹槽20、钢化玻璃26、密封圈19、九宫格玻璃压盖17、活塞压盖22、压紧活塞23、密封压紧螺钉25；
腔室21的长度为35cm，宽度为35cm，高度为3cm，腔室21中填放有石英砂，腔室21的侧面设置有内径为0.5cm的注入井9和生产井10，腔室21顶部四周设置有深度为0.6cm的凹槽20，凹槽20顶部放置有长37cm、宽37cm、厚1.5cm的钢化玻璃26，耐压上限为5MPa，凹槽20与钢化玻璃26之间放置有直径0.5cm、周长144cm的耐腐蚀橡胶的密封圈19；九宫格玻璃压盖17通过活塞压盖22、压紧活塞23、密封压紧螺钉25将钢化玻璃26和腔室21压紧固定；腔室21底部放置有电极测量转换器24和液体采集转换器30。腔室21壁面采用打毛工艺进行粗糙化处理，防止注入液体沿着壁面窜流。
波及范围监测子***包括LED光源18、高像素摄像机12和计算机16；LED光源18的功率为55W，安装在钢化玻璃26上表面四周与九宫格玻璃压盖17的接触位置内侧，用于增强钢化玻璃26透视光照亮度；高像素摄像机12的像素为1200万，固定在集成填砂实验模型8上部中间位置，用于拍摄乳化驱油实验过程中的油水分布图像，并通过数据线实时传输至计算机16进行分析处理。
乳化状态监测子***用于实时监测集成填砂实验模型8内部不同位置处的稠油原位乳化是否发生及乳化生成乳状液的形态特征，包括液体采集转换器30、测量试管13、显微镜14和计算机16；如图3所示，集成填砂实验模型8中腔室21底部共安装18个液体采集转换器30，用于采集集成填砂实验模型8内部不同位置处的流体，并通过管线2输送至测量试管13，通过滴管取样后通过显微镜14观察乳状液的形态特征并传输至计算机16进行分析处理。
液体采集转换器30包括筛网28、液体采集入口29、液体采集阀门31、液体采集出口32；其中，液体采集入口29处焊接筛网28，用于防止集成填砂实验模型8内部填放的石英砂进入并堵塞液体采集转换器30；液体采集出口32处配置液体采集阀门31，用于控制液体采样的速度大小。
驱油效率监测子***包括电极测量转换器24、电阻率检测仪15和计算机16；如图3所示，集成填砂实验模型8中腔室21底部共安装18个电极测量转换器24，每个电极测量转换器24顶部安装饱和度测量电极对27，并通过数据传输线与电阻率检测仪15相连，用于采集饱和度测量电极对27之间的电阻率值，然后传输至计算机16分析处理得到剩余油饱和度值。饱和度测量电极对27为红铜材质，其对称的内表面镀银；饱和度测量电极对27安装在集成填砂实验模型8内部同一深度位置，正、负电极间保持相同距离。
实施例3
实施例1或2所述稠油冷采原位乳化实时监测实验装置的工作方法，包括：
流体控制***将稠油、水、降粘剂溶液依次注入乳化驱油***，同时采用监测分析***实时监测集成填砂实验模型8的注入液体波及范围，以及模型内部不同位置处的稠油乳化状态和驱油效率。具体步骤包括：
(1)采用石英砂填充集成填砂实验模型8内部的腔室21，在凹槽20内放入密封圈19，然后依次盖上钢化玻璃26和九宫格玻璃压盖17，固定好压紧活塞23和密封压紧螺钉25；
(2)将水、稠油和降粘剂溶液分别储存在三个活塞式中间容器3中；降粘剂溶液的制备方法为：将阴离子表面活性剂石油磺酸盐溶解于水中形成降粘剂溶液，并采用水溶性染色剂曙红把水和降粘剂溶液染成红色，降粘剂溶液的质量百分数的取值范围为0.3％-0.6％；
(3)实验开始后，首先，流体控制***将水注入并完全饱和集成填砂实验模型8；然后，将稠油注入集成填砂实验模型8，直至生产井10处不再产出水时停止；再次，采用流体控制***将水注入集成填砂实验模型8并驱替集成填砂实验模型8中的稠油，当生产井10处的产出液体中含水率达到95％时停止注入水，并采用流体控制***将降粘剂溶液注入集成填砂实验模型8乳化驱替模型8中的稠油，直至生产井10处不再产出稠油时终止实验；实验过程中经生产井10处产出的液体由采出液收集筒11收集；
(4)在波及范围监测实验中，将LED光源18安装在钢化玻璃26上表面四周与九宫格玻璃压盖17的接触位置内侧，采用高像素摄像机12通过透明的钢化玻璃26拍摄集成填砂实验模型8上表面的流体分布照片，利用计算机16对拍摄照片进行处理，分析注入液体的波及范围；包括：通过数据线将拍摄照片传输至计算机16后，对拍摄照片进行亮度、对比度和锐化处理，统计实验过程任一时刻拍摄的照片中染成红色的水或降粘剂溶液所占区域的面积a，以及饱和油结束时刻黑色的稠油所占区域的面积b，上述两个面积之间的比值a/b即为该时刻注入水或降粘剂溶液的波及范围。实验测得，饱和油结束时刻黑色的稠油所占区域的面积为584cm2，实验结束时刻红色的水或降粘剂溶液所占区域的面积为982cm2，可计算得到波及范围为59.5％。
(5)在乳化状态监测实验中，打开位于腔室21底部的液体采集转换器30下部的液体采集阀门31，集成填砂实验模型8中的液体穿过筛网28进入液体采集入口29，然后由液体采集出口32流入测量试管13，采用滴管取样后放置在显微镜14的载玻片上进行观察，并将数据传输至计算机16进行图像处理，分析稠油原位乳化状态；包括：通过数据线将显微照片传输至计算机16后进行亮度、对比度和锐化处理，统计显微照片中稠油液滴的粒径尺寸和分布数量，若粒径尺寸均匀、分布数量较多则表明稠油原位乳化效果较好。图5和图6所示分别为图3中a和b两个采样口处测得的液体显微照片，可以看出，图6中分散有数量多、尺寸较均匀的圆形油滴，图5中尚未出现具有一定尺寸的明显油滴，表明图3位置b处的稠油已发生较好的原位乳化现象，而图3位置a处的稠油尚未发生原位乳化。
(6)在驱油效率监测实验中，通过电阻率检测仪15采用电极测量转换器24上安装的饱和度测量电极对27测量两个电极之间的电阻率值，然后传输至计算机16上进行处理得到集成填砂实验模型8内部测试点处的剩余油饱和度值。包括：通过数据线传输至计算机16后，利用阿尔奇公式计算电阻率测试点处对应的剩余油饱和度值，计算公式如式(I)所示：
式(I)中，So为剩余油饱和度，小数；Rw为地层水的电阻率，Ω·m；Rt为测量电极测得的电阻率，Ω·m；为集成填砂实验模型8的孔隙度，小数；a、b、m、n为实验回归参数。
实验测得：集成填砂实验模型8的孔隙度为0.34，地层水的电阻率Rw为36.1Ω·m，集成填砂实验模型8内部某测量点处的电阻率Rt为375.3Ω·m，回归参数a、b、m、n取值分别为0.87、1.01、1.92、1.89，则由式(I)可计算得到该位置处的剩余油饱和度So为0.19。
本发明实现了稠油冷采实验中注入液体波及范围，以及填砂模型内部不同位置处稠油原位乳化真实状态、驱油效率的实时监测，可为进一步研究降粘剂与不同化学助剂提高稠油冷采采收率的协同作用机理提供实验装置及工作方法。
实施例4
根据实施例3所述稠油冷采原位乳化实时监测实验装置的工作方法，其区别在于：
降粘剂溶液的质量百分数为0.5％。
Claims (10)
1.一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置，其特征在于，包括流体控制***、乳化驱油***和监测分析***；
实验过程中，流体控制***首先将稠油注入并饱和乳化驱油***，然后注入水驱替稠油，最后将降粘剂溶液注入乳化驱油***，把稠油原位乳化并驱替采出，同时采用监测分析***进行实时监测。
2.根据权利要求1所述的一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置，其特征在于，所述监测分析***包括波及范围监测子***、乳化状态监测子***和驱油效率监测子***；
波及范围监测子***用于监测分析降粘剂溶液在三维集成填砂模型中的分布范围；乳化状态监测子***用于监测分析降粘剂波及范围内的稠油原位乳化情况；驱油效率监测子***用于监测分析三维集成填砂模型中的剩余油饱和度分布。
3.根据权利要求2所述的一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置，其特征在于，所述流体控制***包括依次连接的恒速恒压泵、管线、三个活塞式中间容器、阀门、六通阀和压力传感器；三个活塞式中间容器分别储存有水、稠油和降粘剂溶液；
恒速恒压泵将蒸馏水通过管线分别注入三个活塞式中间容器中的底部腔室并驱动其中的活塞向上移动，从而推动分别储存在三个活塞式中间容器中的顶部腔室的水、稠油、降粘剂溶液经六通阀依次注入乳化驱油***中，压力传感器通过管线与六通阀相连，用于实时监测注入压力值；
进一步优选的，所述水和降粘剂溶液使用水溶性染色剂曙红染成红色；
进一步优选的，所述活塞式中间容器、管线、阀门、六通阀为304不锈钢材质。
4.根据权利要求3所述的一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置，其特征在于，所述乳化驱油***包括固定支架、集成填砂实验模型、注入井、生产井和采出液收集筒；
其中，集成填砂实验模型安装在固定支架上，注入井经管线与六通阀相连，注入流体经注入井进入集成填砂实验模型内部，然后经生产井流出后，由采出液收集筒收集处理。
5.根据权利要求4所述的一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置，其特征在于，所述集成填砂实验模型包括腔室、凹槽、钢化玻璃、密封圈、九宫格玻璃压盖、活塞压盖、压紧活塞、密封压紧螺钉；
腔室中填放有石英砂，腔室的侧面设置有注入井和生产井，腔室顶部四周设置有凹槽，凹槽顶部放置有钢化玻璃，凹槽与钢化玻璃之间放置有密封圈；九宫格玻璃压盖通过活塞压盖、压紧活塞、密封压紧螺钉将钢化玻璃和腔室压紧固定；腔室底部放置有电极测量转换器和液体采集转换器；
进一步优选的，所述腔室壁面采用打毛工艺进行粗糙化处理；
进一步优选的，所述密封圈为耐腐蚀橡胶材质。
6.根据权利要求5所述的一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置，其特征在于，所述波及范围监测子***包括LED光源、高像素摄像机和计算机；
LED光源安装在钢化玻璃上表面四周与九宫格玻璃压盖的接触位置内侧，用于增强钢化玻璃透视光照亮度；高像素摄像机固定在集成填砂实验模型上部中间位置，用于拍摄乳化驱油实验过程中的油水分布图像，并实时传输至计算机进行分析处理。
7.根据权利要求6所述的一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置，其特征在于，所述乳化状态监测子***用于实时监测集成填砂实验模型内部不同位置处的稠油原位乳化是否发生及乳化生成乳状液的形态特征，包括液体采集转换器、测量试管、显微镜和计算机；
集成填砂实验模型中腔室底部共安装若干个液体采集转换器，用于采集集成填砂实验模型内部不同位置处的流体，并通过管线输送至测量试管，通过滴管取样后通过显微镜观察乳状液的形态特征并传输至计算机进行分析处理；
进一步优选的，液体采集转换器包括筛网、液体采集入口、液体采集阀门、液体采集出口；
其中，液体采集入口处焊接筛网，用于防止集成填砂实验模型内部填放的石英砂进入并堵塞液体采集转换器；液体采集出口处配置液体采集阀门，用于控制液体采样的速度大小。
8.根据权利要求7所述的一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置，其特征在于，所述驱油效率监测子***包括电极测量转换器、电阻率检测仪和计算机；
其中，集成填砂实验模型中腔室底部共安装若干个电极测量转换器，每个电极测量转换器顶部安装饱和度测量电极对，并通过数据传输线与电阻率检测仪相连，用于采集饱和度测量电极对之间的电阻率值，然后传输至计算机分析处理得到剩余油饱和度值；
进一步优选的，所述饱和度测量电极对为红铜材质，其对称的内表面镀银；
进一步优选的，所述饱和度测量电极对安装在集成填砂实验模型内部同一深度位置，正、负电极间保持相同距离。
9.权利要求8所述的稠油冷采原位乳化实时监测实验装置的工作方法，其特征在于，具体步骤包括：
(1)采用石英砂填充集成填砂实验模型内部的腔室，在凹槽内放入密封圈，然后依次盖上钢化玻璃和九宫格玻璃压盖，固定好压紧活塞和密封压紧螺钉；
(2)将水、稠油和降粘剂溶液分别储存在三个活塞式中间容器中；
(3)实验开始后，首先，流体控制***将水注入并完全饱和集成填砂实验模型；然后，将稠油注入集成填砂实验模型，直至生产井处不再产出水时停止；再次，采用流体控制***将水注入集成填砂实验模型并驱替集成填砂实验模型中的稠油，当生产井处的产出液体中含水率达到95％时停止注入水，并采用流体控制***将降粘剂溶液注入集成填砂实验模型乳化驱替模型中的稠油，直至生产井处不再产出稠油时终止实验；实验过程中经生产井处产出的液体由采出液收集筒收集；
(4)在波及范围监测实验中，将LED光源安装在钢化玻璃上表面四周与九宫格玻璃压盖的接触位置内侧，采用高像素摄像机通过透明的钢化玻璃拍摄集成填砂实验模型上表面的流体分布照片，利用计算机对拍摄照片进行处理，分析注入液体的波及范围；
(5)在乳化状态监测实验中，打开位于腔室底部的液体采集转换器下部的液体采集阀门，集成填砂实验模型中的液体穿过筛网进入液体采集入口，然后由液体采集出口流入测量试管，采用滴管取样后放置在显微镜的载玻片上进行观察，并将数据传输至计算机进行图像处理，分析稠油原位乳化状态；
(6)在驱油效率监测实验中，通过电阻率检测仪采用电极测量转换器上安装的饱和度测量电极对测量两个电极之间的电阻率值，然后传输至计算机上进行处理得到集成填砂实验模型内部测试点处的剩余油饱和度值。
10.根据权利要求9所述的稠油冷采原位乳化实时监测实验装置的工作方法，其特征在于，
降粘剂溶液的制备方法为：将阴离子表面活性剂石油磺酸盐溶解于水中形成降粘剂溶液，并采用水溶性染色剂曙红把水和降粘剂溶液染成红色，降粘剂溶液的质量百分数的取值范围为0.3％-0.6％；
进一步优选的，降粘剂溶液的质量百分数为0.5％；
进一步优选的，利用计算机对拍摄照片进行处理，分析注入液体的波及范围，包括：
对拍摄照片进行亮度、对比度和锐化处理，统计实验过程任一时刻拍摄的照片中染成红色的水或降粘剂溶液所占区域的面积a，以及饱和油结束时刻黑色的稠油所占区域的面积b，上述两个面积之间的比值a/b即为该时刻注入水或降粘剂溶液的波及范围；
进一步优选的，传输至计算机上进行处理得到集成填砂实验模型内部测试点处的剩余油饱和度值，包括：
传输至计算机后，利用阿尔奇公式计算电阻率测试点处对应的剩余油饱和度值，计算公式如式(I)所示：
式(I)中，So为剩余油饱和度，小数；Rw为地层水的电阻率，Ω·m；Rt为测量电极测得的电阻率，Ω·m；为集成填砂实验模型的孔隙度，小数；a、b、m、n为实验回归参数。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310976437.8A CN116877053A (zh) | 2023-08-04 | 2023-08-04 | 一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置及其工作方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310976437.8A CN116877053A (zh) | 2023-08-04 | 2023-08-04 | 一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置及其工作方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116877053A true CN116877053A (zh) | 2023-10-13 |
Family
ID=88260516
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202310976437.8A Pending CN116877053A (zh) | 2023-08-04 | 2023-08-04 | 一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置及其工作方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116877053A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117740631A (zh) * | 2024-02-19 | 2024-03-22 | 中国石油大学(华东) | 一种测量乳状液粒径的电信号刻度标样及刻度方法 |
-
2023
- 2023-08-04 CN CN202310976437.8A patent/CN116877053A/zh active Pending
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117740631A (zh) * | 2024-02-19 | 2024-03-22 | 中国石油大学(华东) | 一种测量乳状液粒径的电信号刻度标样及刻度方法 |
| CN117740631B (zh) * | 2024-02-19 | 2024-05-03 | 中国石油大学(华东) | 一种测量乳状液粒径的电信号刻度标样及刻度方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Fang et al. | Study on micro remaining oil distribution of polymer flooding in Class-II B oil layer of Daqing Oilfield | |
| CN105486622B (zh) | 一种用于分析多孔介质中毛细作用的实验设备 | |
| CN116877053A (zh) | 一种稠油冷采原位乳化实时监测实验装置及其工作方法 | |
| CN104407103B (zh) | 一种多角度酸蚀裂缝导流能力测试装置 | |
| CN105628894B (zh) | 一种低盐度注水实验模拟、评价***及方法 | |
| CN106771090B (zh) | 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 | |
| CN109001097B (zh) | 一种可视化压裂液自发渗吸研究装置及方法 | |
| CN209821028U (zh) | 一种岩心渗透率测试装置 | |
| CN106285583A (zh) | 一种微观可视化驱替模拟***及其使用方法 | |
| CN105092446A (zh) | 一种模拟层内非均质性的二维可视渗流实验方法 | |
| CN103983551B (zh) | 模拟层内均质性的二维可视渗流实验装置及其实验方法 | |
| CN202330230U (zh) | 多孔介质多相流曲线测定及流型观测实验装置 | |
| CN106353357A (zh) | 一种渗流作用下砂土介质细观结构变化的监测装置及方法 | |
| 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 | |
| CN102410978B (zh) | 多孔介质多相流曲线测定及流型观测实验装置 | |
| CN113882837B (zh) | 一种底水稠油油藏水平井水锥形态模拟及控水降粘实验装置及实验方法 | |
| CN206205866U (zh) | 一种微观可视化驱替模拟*** | |
| CN113551873B (zh) | 基于流场测试的压裂液缝内减阻性能测试装置及方法 | |
| CN112727416A (zh) | 一种原位微乳生成及驱油效率测试装置及方法 | |
| CN208255003U (zh) | 一种堵水剂铺展性能可视化测试装置 | |
| CN107589219B (zh) | 一种干法压裂用可视化动态裂缝携砂评价装置及其工作方法 | |
| CN114837645B (zh) | 用于研究水力裂缝内暂堵剂运移-封堵过程的装置及方法 | |
| CN114755149B (zh) | 评价含水饱和度及矿化度对混相压力影响的装置及方法 | |
| CN116335651A (zh) | 压驱储藏渗吸流场的微观模型、模拟装置及模拟方法 | |
| CN105823795A (zh) | 一种大尺寸导流池干热岩裂隙热能置换装置 |
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 |