高壓注烴類氣體過程中瀝青質(zhì)初始沉淀壓力試驗(yàn)研究

錢 坤， 楊勝來， 董俊昌， 劉 輝， 劉 盼

(1.石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(中國石油大學(xué)(北京))，北京 102249；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

高壓注烴類氣體過程中瀝青質(zhì)初始沉淀壓力試驗(yàn)研究

錢 坤1， 楊勝來1， 董俊昌2， 劉 輝2， 劉 盼1

(1.石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(中國石油大學(xué)(北京))，北京 102249；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

為預(yù)防注烴類氣體提高采收率過程中產(chǎn)生瀝青質(zhì)沉淀,對瀝青質(zhì)初始沉淀壓力進(jìn)行了試驗(yàn)研究。在分析注烴類氣體過程中瀝青質(zhì)沉淀機(jī)理的基礎(chǔ)上，通過自主研發(fā)的固相沉積激光探測裝置，采用透光強(qiáng)度法測定了原油樣品在不同溫度下高壓注氣過程中瀝青質(zhì)的初始沉淀壓力,并確定了瀝青質(zhì)沉淀的深度。試驗(yàn)得出，原油瀝青質(zhì)初始沉淀壓力隨溫度升高而下降，測得44，80和123 ℃溫度下原油的瀝青質(zhì)初始沉淀壓力分別為44.1，39.7和35.2 MPa；每注入物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)為1%的烴類氣體，試驗(yàn)油樣的瀝青質(zhì)初始沉淀壓力升高0.5～0.6 MPa；井筒溫度壓力曲線與瀝青質(zhì)沉淀相包絡(luò)線相結(jié)合預(yù)測井筒中出現(xiàn)瀝青質(zhì)沉淀的深度在1 800 m左右，與現(xiàn)場情況吻合較好。研究表明，原油中瀝青質(zhì)初始沉淀壓力與注氣量之間呈線性關(guān)系，可為現(xiàn)場注氣驅(qū)油預(yù)防和清除瀝青質(zhì)沉積物提供理論依據(jù)。

注氣 瀝青質(zhì) 透光強(qiáng)度法 初始沉淀壓力 實(shí)驗(yàn)室試驗(yàn)

近年來注氣驅(qū)油技術(shù)發(fā)展迅速，已成為提高原油采收率的重要途徑之一。然而，采用注氣(如烴類氣體、CO2等)提高采收率有可能引起瀝青質(zhì)沉積而堵塞地層、采油設(shè)備等，并吸附在相關(guān)管線和設(shè)備表面，從而嚴(yán)重影響生產(chǎn)。目前，國內(nèi)外學(xué)者關(guān)于注CO2過程中原油瀝青質(zhì)沉淀機(jī)理和規(guī)律方面的研究較多[1-3]，而對于注烴類氣體過程中瀝青質(zhì)沉淀的研究相對較少，沉淀規(guī)律尚不清楚，需要進(jìn)一步探索和研究。為了配合注烴類氣體提高采收率技術(shù)在我國的推廣應(yīng)用，筆者通過自主研發(fā)的固相沉積激光探測裝置，測定了原油樣品在不同溫度下注烴類氣體過程中瀝青質(zhì)的初始沉淀壓力，分析了含瀝青質(zhì)原油的相變特征和注烴類氣體開采原油過程中瀝青質(zhì)沉淀對生產(chǎn)的影響，以期為油田制定預(yù)防和解除油井發(fā)生瀝青質(zhì)沉淀的具體措施提供依據(jù)。

1 注烴類氣體過程中瀝青質(zhì)沉淀機(jī)理

目前，學(xué)者們對瀝青質(zhì)在原油中的存在形式持有不同的觀點(diǎn)，其中瀝青質(zhì)-膠質(zhì)膠束模型的觀點(diǎn)得到了普遍認(rèn)同。典型的瀝青質(zhì)-膠質(zhì)膠束的基本特征是[4]：瀝青質(zhì)分子相互締合形成膠核；油相中部分共存膠質(zhì)分子吸附于膠核表面形成溶劑化層，由于膠質(zhì)分子是兩親分子，其親油部分與油相間的表面張力可以忽略[5-6]，所以膠質(zhì)分子吸附于瀝青質(zhì)締合物(膠核)表面能夠顯著降低體系的自由能，使體系保持穩(wěn)定，并且被吸附的膠質(zhì)分子在降低體系自由能的同時，還能形成阻止瀝青質(zhì)(膠核)進(jìn)一步相互締結(jié)而聚沉的“空間穩(wěn)定層”[7]。

壓力、溫度及組分的變化都會引起原油中瀝青質(zhì)的沉淀。注入烴類氣體后，吸附的膠質(zhì)并不能阻止體積足夠小的氣體分子靠近膠核，這些小分子與膠核間的表面張力很大，導(dǎo)致體系自由能升高。為降低表面能，這些膠束將相互締合以減小表面積。所以，隨著烴類氣體的注入，締合膠束持續(xù)增大并達(dá)到臨界點(diǎn)，瀝青質(zhì)開始聚集沉淀。N.E.Burke等人[8]研究表明 ，如果原油壓力從地層壓力開始逐漸降低，當(dāng)壓力降至一定程度時，膠核表面吸附的部分膠質(zhì)分子將溶解到油中,膠質(zhì)分子的吸附是油相中瀝青質(zhì)締合物得以穩(wěn)定存在的主要原因,因此膠質(zhì)分子的解吸必然導(dǎo)致膠質(zhì)-瀝青質(zhì)體系的平衡被打破，瀝青質(zhì)分子之間相互聚集而形成較大的膠粒或微粒，從而導(dǎo)致瀝青質(zhì)發(fā)生絮凝和沉積，該點(diǎn)即瀝青質(zhì)初始沉淀壓力(AOP，asphaltene onset pressure)。

2 原油瀝青質(zhì)初始沉淀壓力的測定

目前測定瀝青質(zhì)初始沉淀壓力的常用方法主要有4種，分別是高溫高壓顯微鏡直接觀察法、透光強(qiáng)度法、過濾法以及重力法[9]。伊朗南阿油田由于原油中瀝青質(zhì)沉淀導(dǎo)致部分生產(chǎn)井關(guān)井，嚴(yán)重影響了其產(chǎn)能，所以選取該油田原油作為試驗(yàn)樣品，采用透光強(qiáng)度法測定了油樣的瀝青質(zhì)初始沉淀壓力。

2.1 試驗(yàn)原理

激光在液體中的衰減主要來自吸收和散射，N.B.Joshi等人[10]指出，瀝青質(zhì)膠束的聚集可以在短時間內(nèi)使沉淀顆粒的粒徑增大10～100倍，體系中大顆粒的增加使體系對光波的散射作用加強(qiáng)，表現(xiàn)為體系透光強(qiáng)度降低，從而測得瀝青質(zhì)的初始沉淀壓力。

2.2 試驗(yàn)方法

采用自主研發(fā)的固相沉積激光探測系統(tǒng)測定瀝青質(zhì)初始沉淀壓力，試驗(yàn)裝置如圖1所示。該系統(tǒng)能夠模擬油藏和井筒條件，在高溫高壓下準(zhǔn)確測量原油體系的透光強(qiáng)度，對現(xiàn)場生產(chǎn)具有較大的參考價值。

試驗(yàn)步驟如下：

1) 配制地層原油。在油藏條件下充分混合地層原油樣品，時間一般為7～10 d，將原油恢復(fù)到油藏條件下的狀態(tài)。在混合過程中，每隔24 h觀察記錄一次原油的透光強(qiáng)度，記錄10 d。

2) 在油藏溫度下，采用等步長降壓法[11]進(jìn)行等組分膨脹試驗(yàn)。初始壓力為油藏壓力，以0.35 MPa的步長降低壓力，持續(xù)攪拌30 min后，記錄原油的壓力、溫度、體積和透光強(qiáng)度。

3) 改變試驗(yàn)溫度至井筒中部溫度和井口溫度，重新配制地層原油，重復(fù)步驟1)、2)，進(jìn)行等溫降壓-透光強(qiáng)度試驗(yàn)。該次試驗(yàn)中井口溫度、井筒中部溫度以及油藏溫度分別為44，80和123 ℃。

4) 分別向配制好的原油中注入物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)為5%，10%和15%的烴類氣體(注入烴類氣體中甲烷的體積分?jǐn)?shù)為63.6%)，重復(fù)步驟1)、2)、3)。

5) 試驗(yàn)周期。平均每個瀝青質(zhì)初始沉淀壓力點(diǎn)需240 h以上。

2.3 試驗(yàn)結(jié)果及分析

2.3.1 原油等溫降壓試驗(yàn)

分別在44，80和123 ℃溫度下進(jìn)行原油等溫降壓試驗(yàn)，結(jié)果如圖2所示。

由圖2可知，在123 ℃溫度下進(jìn)行等溫降壓試驗(yàn)時，隨著壓力降低，原油不斷膨脹，密度降低，原油的透光強(qiáng)度逐漸增強(qiáng)。當(dāng)壓力降至35.2 MPa時，體系的透光強(qiáng)度顯著降低，這是由于體系中的瀝青質(zhì)分子之間相互聚集而形成較大的膠粒或微粒，使體系對光波的散射作用加強(qiáng)，該壓力點(diǎn)即原油瀝青質(zhì)初始沉淀壓力。當(dāng)壓力降至瀝青質(zhì)初始沉淀壓力時，原油中膠體體系的平衡被打破，膠質(zhì)對瀝青質(zhì)的保護(hù)作用減弱，帶電的極性瀝青質(zhì)分子在靜電作用下聚集，逐步形成大的微粒，形成絮凝，進(jìn)而沉淀。在溫度為80和44 ℃時進(jìn)行同樣的試驗(yàn)，測得原油瀝青質(zhì)的初始沉淀壓力分別為39.7和44.1 MPa。由此可知，不同溫度下原油的透光強(qiáng)度不同，這是因?yàn)樵跍囟壬邥r原油密度降低，瀝青質(zhì)-膠質(zhì)間的相互作用減弱，不利于瀝青質(zhì)在原油中的溶解，導(dǎo)致溫度較高時原油的透光強(qiáng)度偏低。

2.3.2 高壓注氣過程中瀝青質(zhì)初始沉淀壓力試驗(yàn)

在配制好的原油中注入物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)為5%的烴類氣體，在高壓條件下與油藏原油混合后，進(jìn)行等溫降壓試驗(yàn)，測定注烴類氣體原油瀝青質(zhì)的初始沉淀壓力。注氣5%時，油樣在44，80和123 ℃溫度下的瀝青質(zhì)初始沉淀壓力分別為45.9，41.7 和38.3 MPa，瀝青質(zhì)初始沉淀壓力隨著溫度的升高而下降，整體趨勢與沒有注氣時的原油等溫降壓試驗(yàn)結(jié)果相同。測定不同溫度下注氣過程中的瀝青質(zhì)初始沉淀壓力，得到如圖3所示的變化規(guī)律。

由圖3可知，原油中瀝青質(zhì)的初始沉淀壓力隨著注氣量的增加而升高，并且呈線性關(guān)系，在該取樣井溫度范圍內(nèi)(44～123 ℃)，每注入物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)為1%的烴類氣體，原油中瀝青質(zhì)的初始沉淀壓力升高0.5～0.6 MPa。所以，注烴類氣體驅(qū)油雖然可以在一定程度上提高采收率并能夠保持地層壓力，但由于注烴類氣體導(dǎo)致原油中瀝青質(zhì)的初始沉淀壓力升高，原油中的瀝青質(zhì)更容易發(fā)生沉淀，所以在應(yīng)用注烴類氣體技術(shù)時，應(yīng)先對原油的物性及儲層的溫度壓力狀況進(jìn)行分析，做好預(yù)防措施，以避免瀝青質(zhì)沉淀堵塞地層及井筒。

利用測定的注烴類氣體過程中油樣在不同溫度下的瀝青質(zhì)初始沉淀壓力，結(jié)合p-t相圖可以繪制出瀝青質(zhì)沉淀相圖(見圖4)，可直觀表明瀝青質(zhì)沉淀的穩(wěn)定區(qū)域和沉淀區(qū)域。在圖4中，當(dāng)原油體系的熱力學(xué)點(diǎn)處于瀝青質(zhì)沉淀相包絡(luò)線(ADE，asphaltene deposition envelope)上方區(qū)域時，原油中的瀝青質(zhì)不會出現(xiàn)沉淀；當(dāng)原油體系的熱力學(xué)點(diǎn)處于瀝青質(zhì)沉淀相包絡(luò)線時，瀝青質(zhì)開始出現(xiàn)沉淀，隨著壓力降低，瀝青質(zhì)聚沉的過程會一直持續(xù)，瀝青質(zhì)的沉淀量不斷增加，當(dāng)壓力降至泡點(diǎn)線時，瀝青質(zhì)的沉淀量達(dá)到最大[12]，油藏的欠飽和程度越大，輕烴組分膨脹趨勢越大，瀝青質(zhì)的沉積量也就越大。隨著注氣量的增大，瀝青質(zhì)沉淀相包絡(luò)線不斷上移，儲層及井筒出現(xiàn)瀝青質(zhì)沉淀的風(fēng)險也越大。

結(jié)合該油樣的瀝青質(zhì)沉淀相包絡(luò)線進(jìn)行進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，該取樣井的井底流壓遠(yuǎn)高于注氣15%時的瀝青質(zhì)初始沉淀壓力，所以在近井地帶產(chǎn)生瀝青質(zhì)沉淀的可能性很小。但隨著開發(fā)壓力衰竭，或者瞬時生產(chǎn)壓差過大，會使瀝青質(zhì)的初始沉淀壓力高于井底流壓，導(dǎo)致瀝青質(zhì)在地層內(nèi)發(fā)生沉積。所以，對于含瀝青質(zhì)原油油藏，應(yīng)盡可能保持較小的生產(chǎn)壓差，以確保井底流壓高于瀝青質(zhì)初始沉淀壓力，從而避免瀝青質(zhì)在近井地帶發(fā)生沉積。特別是對于高孔高滲透油藏，地層壓力衰竭較快，應(yīng)及早采取注水、注氣等措施補(bǔ)充地層能量，以保持較高的地層壓力。

由圖4可知，取樣井的井筒溫度壓力曲線在圖中與不同注氣量下的瀝青質(zhì)沉淀相包絡(luò)線有交點(diǎn)，說明該井筒中會出現(xiàn)瀝青質(zhì)沉淀，易導(dǎo)致井筒堵塞。利用圖4中的井筒溫度壓力曲線與原油瀝青質(zhì)沉淀相包絡(luò)線的交點(diǎn)，可以預(yù)測出取樣井在沒有進(jìn)行注烴類氣體時，井筒中可能在1 800 m深度處出現(xiàn)瀝青質(zhì)沉淀，但是由于瀝青質(zhì)沉淀不是一個瞬時過程，而是一個逐漸沉積的過程，所以在這一深度以淺的幾百米范圍內(nèi)都有可能出現(xiàn)瀝青質(zhì)沉淀。在注氣5%，10%和15%的情況下，隨著注氣量的增加，井筒中出現(xiàn)瀝青質(zhì)沉淀的深度也在不斷增加。

3 結(jié)論及建議

1) 通過自主研發(fā)的固相沉積激光探測裝置，采用透光強(qiáng)度法測定了原油樣品在44，80和123 ℃時的瀝青質(zhì)初始沉淀壓力，分別為44.1，39.7和35.2 MPa，表明瀝青質(zhì)初始沉淀壓力隨著溫度升高而降低。

2) 原油中瀝青質(zhì)的初始沉淀壓力隨著注氣量的增大而升高，并且在一定注氣量下呈線性關(guān)系，每注入物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)為1%的烴類氣體，瀝青質(zhì)初始沉淀壓力升高0.5～0.6 MPa。所以，注烴類氣體時原油中的瀝青質(zhì)更容易發(fā)生沉淀，在采用注烴類氣體提高采收率技術(shù)時應(yīng)做好預(yù)防措施，以避免瀝青質(zhì)沉淀堵塞地層及井筒。

3) 井筒溫度壓力曲線與瀝青質(zhì)沉淀相包絡(luò)線相結(jié)合可預(yù)測井筒中出現(xiàn)瀝青質(zhì)沉淀的位置，為油田制定預(yù)防井筒中發(fā)生瀝青質(zhì)沉淀的具體措施提供理論依據(jù)。

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[編輯 令文學(xué)]

A Study of Asphaltene Onset Pressure during High-Pressure Gas Injection

Qian Kun1, Yang Shenglai1, Dong Junchang2, Liu Hui2, Liu Pan1

(1.KeyLaboratoryofPetroleumEngineeringEducationMinistry,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing,102249,China;2.PetroChinaResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,Beijing,10083,China)

In order to avoid asphaltene precipitation caused by gas injection for enhanced oil recovery,the asphaltene onset pressure (AOP) was tested in the laboratory.On the basis of the analysis of the asphaltene precipitation mechanism during gas injection,the asphaltene onset pressures under different temperatures were measured along with crude oil samples in the process of high-pressure gas injection,by using the self-developed laser solid detection system and the light transmission method,so as to determine the depth of asphaltene precipitation.The results demonstrated that the asphaltene onset pressure decreases with the increase of temperature,AOP are 44.1 MPa, 39.7 MPa and 35.2 MPa at the temperatures of 44 ℃,80 ℃ and 123 ℃ respectively in the experiment;the asphaltene onset pressure increases 0.5-0.6 MPa when amount of substance fraction 1% of hydrocarbon gas is injected.According to the asphaltene deposition envelope and wellbore temperature-pressure curve, it is predicted that asphaltene precipitates at a depth of 1 800 m,which matched the field conditions very well.The study suggested that there is a linear correlation between the volume of gas injection and the asphaltene onset pressure,which could provide a theoretical basis for preventing and removing asphaltene precipitate in gas injection on site.

gas injection;asphaltene;light transmission method;asphaltene onset pressure (AOP);laboratory test

2014-08-07；改回日期：2014-12-04。

錢坤(1990—)，男，江蘇高郵人， 2012年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)石油工程專業(yè)，油氣田開發(fā)工程專業(yè)在讀碩士研究生，主要從事油藏滲流機(jī)理和油藏數(shù)值模擬方面的研究。

?油氣開采?

10.11911/syztjs.201502020

TE357.44

A

1001-0890(2015)02-0116-04

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