降低CO2驅(qū)油最小混相壓力新方法

彭 超 劉建儀 張廣東 彭遠進 郭 凱

（西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，成都 610500）

降低CO2驅(qū)油最小混相壓力新方法

彭 超 劉建儀 張廣東 彭遠進 郭 凱

（西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，成都 610500）

從CO2氣體著手，探索液化氣對CO2混相驅(qū)油MMP的影響，研究降低最小混相壓力的方法，并利用自主研制的高溫高壓界面張力儀，采用懸滴界面張力法測定CO2與原油的界面張力。結(jié)果表明，向CO2中加入一定比例液化氣可以達到降低CO2混相驅(qū)油最小混相壓力的目的，而且不同含量CO2與相應(yīng)MMP近似呈線性關(guān)系。據(jù)此可根據(jù)地層壓力設(shè)計CO2混相驅(qū)油方案，優(yōu)化CO2比例，從而達到CO2混相驅(qū)提高原油采收率的目的。

CO2混相驅(qū)；采收率；懸滴法；界面張力；最小混相壓力；液化氣；線性關(guān)系

全球氣候變暖已成為國際熱點問題，由于CO2具有溫室效應(yīng)被普遍認為是導致全球氣候變暖的重要原因之一。如何減少CO2排放，降低大氣中的CO2濃度，是人類面臨的共同難題。針對溫室氣體CO2減排的迫切需求，國際上普遍展開對CO2捕集埋存技術(shù)研究；但是目前捕集埋存CO2技術(shù)欠缺，實施成本較高，實用性不佳。同時，CO2混相驅(qū)油技術(shù)在國外發(fā)展較快，效果很好，如果將CO2用于驅(qū)油則既能解決CO2造成溫室效應(yīng)的問題，又能大幅提高原油采收率，更有效地利用有限的資源。鑒于很多油田因為經(jīng)濟效益等原因，沒有收集油田伴生氣而采取直接排放等措施，如果對其加以利用，不僅可以有效地利用資源，還能減少對環(huán)境的污染。因此，根據(jù) MMP液化氣＜MMPCO2＜MMP干氣＜MMPN2［1］的特點，試圖尋求方法將油田伴生氣加工后加入CO2混相驅(qū)油，不僅可以避免液化氣成本高等弊端，而且可以達到混相驅(qū)油提高采收率的目的。

國內(nèi)外確定最小混相壓力的方法,包括理論計算和實驗測定［2］。但是,一般的理論計算精確度都不高。 實驗測定方法包括細管實驗［3］、升泡儀法［4］、界面張力消失法［5］等。其中,界面張力法具有簡單、快速、可視的優(yōu)點，但是加拿大D B Robinson公司生產(chǎn)的JEFFRI高壓界面張力儀最大工作壓力只有30MPa［6］，不能滿足混相壓力高的油田。 因此，自行研制了高溫高壓界面張力儀，最大工作壓力可達70MPa，可以滿足絕大部分油田對壓力的要求。

1 最小混相壓力測定方法

1.1 實驗原理及流程

自行研制了高溫高壓界面張力儀以及配套計算界面張力軟件。整個實驗裝置由高溫高壓釜、觀測系統(tǒng)、加注系統(tǒng)、圖像拍攝、圖像處理系統(tǒng)幾部分構(gòu)成。其中高溫高壓釜為一個固定體積的帶兩個藍寶石玻璃窗的懸滴釜，高溫高壓釜選用耐溫耐壓耐腐蝕不銹鋼材料制作，并且外層加裝恒溫裝置，通過OMRON Pt100熱電偶數(shù)字溫控儀使溫差控制在±0.1℃，溫度可達200℃，壓力可以高達70MPa。

圖1 高溫高壓懸滴界面張力儀流程圖

1.2 實驗樣品

實驗選用純度為97.202%的CO2和表1所示液化氣作為主要氣源，選取表2所示原油作為測定目標，采用石油醚和酒精作為洗滌液。

表1 液化氣摩爾組分 %

表2 原油井流物組分

1.3 實驗步驟

（1）用石油醚和酒精清洗整個實驗系統(tǒng),洗凈后用氮氣吹掃,以除去殘存的洗滌液。

（2）用真空泵對系統(tǒng)抽真空,抽空至200Pa后，繼續(xù)抽30min。

（3）對系統(tǒng)加熱，當懸滴室、原油進樣釜和CO2氣體樣品釜都達到設(shè)定溫度 (53℃)時,將熱的CO2氣體引入懸滴室并用手動泵加壓達到所需壓力。

（4）緩慢將原油壓入懸滴室,并在探針處形成小油滴,當油滴快要脫落探針時,保持該狀態(tài)10min,使其與外界達到平衡，拍下油滴圖片,根據(jù)油滴的形狀計算界面張力。

（5）改變實驗壓力,重復實驗步驟（4） 和步驟（5），直至原油和CO2達到混相時結(jié)束實驗。

（6）向CO2氣體中配入不同比例的液化氣，重復步驟（1）—（6）。

（7）用97.202%的CO2與該原油在53℃條件下做細管實驗，以獲取最小混相壓力，與懸滴法結(jié)果對比。

2 實驗結(jié)果與分析

采用該實驗方法以及相關(guān)軟件，得到97.202%、80.344%、70.730%、58.805%、37.173%五個不同 CO2含量對應(yīng)不同壓力下的表面張力見表3。

表3 不同CO2含量在不同壓力下的界面張力

由表3中的數(shù)據(jù)作界面張力與壓力的變化關(guān)系曲線如圖2所示。

圖2 不同CO2含量對應(yīng)壓力與界面張力關(guān)系

采用外推法，將趨勢線外推到界面張力為零時所對應(yīng)的壓力即為CO2混相驅(qū)油的最小混相壓力，在該壓力下可以清晰地看到CO2與原油混相的現(xiàn)象。

由圖2各趨勢線外推可以得到不同含量CO2對應(yīng)原油的混相壓力 （表 4）。其中 CO2含量為97.202%時的混相壓力12.34MPa與細管實驗得出的12.28 MPa誤差僅為0.489%。

由圖2可知，原油的界面張力隨壓力增大而減小，呈線性關(guān)系，與國內(nèi)外相關(guān)文獻一致。

CO2含量與最小混相壓力關(guān)系如下：

表4 不同CO2含量對應(yīng)原油的混相壓力

由圖表分析可以發(fā)現(xiàn)，向CO2中加入液化氣可以降低其與原油的表面張力，從而達到降低CO2驅(qū)油混相壓力的目的。而且從圖3可以看出，原油與CO2的最小混相壓力隨CO2（加入液化氣）含量減小而線性降低，加入約38%的液化氣就可以將混相壓力降為原來的68.88%。

圖3 不同CO2含量與原油混相壓力的變化曲線

3 實例應(yīng)用

某油田原油地質(zhì)儲量大，原油密度為0.876 3，重質(zhì)含量高，黏度大，采收率約為21.6%。為了提高原油采收率，采取水驅(qū)，火燒油藏，聚合物驅(qū)等措施都沒有明顯的效果，因此提出CO2混相驅(qū)油的方法。然而，經(jīng)實驗測試，該原油與CO2的最小混相壓力約為65.3MPa，遠遠高于地層壓力34.6MPa。因此提出向CO2中加入液化氣的方法進一步降低混相壓力。實驗室確定最小混相壓力數(shù)據(jù)見表5。

表5 CO2含量與混相壓力實驗數(shù)據(jù)

由表5實驗數(shù)據(jù)可以回歸出CO2含量與混相壓力的線性關(guān)系為：y=0.658 6x+0.873 6，要使該油藏最小混相壓力小于地層壓力，則CO2含量應(yīng)小于51.21%。

綜合考慮，最終選擇CO2含量為47%，使最小混相壓力為31.8MPa。經(jīng)現(xiàn)場實踐，初期采收率提高效果明顯，達到78.53%。

圖4 不同CO2含量與原油混相壓力的變化曲線

4 結(jié) 論

（1）自行研制的高溫高壓界面張力儀可以滿足測定界面壓力的要求，而且具有高精度、快速、直觀可視等優(yōu)點。

（2）CO2與油間的界面張力隨壓力增大線性減小。

（3）液化氣對CO2與油間的界面張力有明顯的減小作用，最小混相壓力與CO2含量（加液化氣）呈線性關(guān)系。

（4）通過實例研究，證實利用該線性關(guān)系可以預測CO2與原油間的最小混相壓力，并根據(jù)地層條件定量地優(yōu)化最小混相壓力并確定CO2的含量。

[1]郭平,楊學鋒.油藏注氣最小混相壓力研究[M].北京：石油工業(yè)出版社,2005.

[2]高振環(huán),劉中春,杜興家.油田注氣開采技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1994:89-125.

[3]Sibbald L R,Novosad Z,Costain T G.Methodology for the Specification of Solvent Blends for Miscible Enriched-gas Drives[G].SPE20205,1991:373-378.

[4]Dong M,Huang S,Dyer S B,et al.A Comparison of CO2Minimum Miscibility Pressure Determinations for Weyburn Crude Oil[J].Journal of Petroleum Science and Engineering,2001,31(1):13-22.

[5]Rao D N.A New Technique of Vanishing Interfacial Tension for Miscibility Determination[J].Fluid Phase Equilibria,1997,139(2):311-324.

[6]Rao D N,Lee J I.Determination of Gas-oil Miscibility Conditions by Interfacial Tension Measurements[J].Journal of Colloid and Interface Science，2003，262(2):474-482.

[7]Ren Q Y,Chen G J,Yan W,et al.Interfacial Tension of(CO2+CH4)+water from 298K to 373K and Pressures up to 30MPa[J].J.Chem.Eng.Data，2002，45(4):610-612.

[8]Sun C Y,Chen G J,Yang L Y.Interfacial Tension of Methane+water with Surfactant Near the Hydrate Formation Conditions[J].J.Chem.Eng.Data，2004，49(4):1023-1025.

A New Method of Reducing the Miscible-phase Pressure of CO2Flooding

PENG Chao LIU JianyiZHANG Guangdong PENG Yuanjin GUO Kai
（State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitations,Southwest Petroleum University，Chengdu 610500）

CO2miscible flooding can greatly enhance oil recovery,but CO2miscible flooding in most oil field is hard to implement because of the miscibility pressure,which even higher than the formation pressure.Therefore，a new method to reduce the minimum miscibility pressure must be sought.This paper targets at CO2gas,to explore how liquid gas effect the minimum miscibility pressure,and gets a new method to reduce the minimum miscibility pressure.It uses the high temperature and pressure interfacial tension instrument manufactured by ourselves to evaluate interfacial tension data of CO2and reservoir crude oil following the pendant-drop method.Result shows that adding a certain proportion of liquid gas to CO2can reduce CO2miscible flooding minimum miscibility pressure,and different content of CO2and the corresponding MMP approximate linear relation.Then a CO2miscible flooding plan can be designed according to the formation pressure,and the proportion of CO2can be optimized,thus the CO2flooding to enhance oil recovery can be achieved.

CO2miscible flooding；oil recovery；pendant-drop method；interfacial tension；minimum miscibility pressure；liquid gas；linear relati on

TE357

A

1673-1980（2012）01-0048-04

2011-08-27

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃(973計劃)項目(2006CB705800)

彭超（1984-），男，湖北武漢人，西南石油大學油氣田開發(fā)工程專業(yè)在讀碩士研究生，研究方向為氣田開發(fā)。