质量流量计应用评价

国内质量流量计主要用于石油、石化企业的成品油计量,包括管输交接和装车、装船计量,还可用于含水原油的矿场计量.在测试流量范围内,质量流量计在原油介质和水介质中的测试误差都在±0.2%以内.测试中,质量流量计的密度测量误差受温度和流量影响较大,有部分测试点密度超差,如用于原油体积计量,需对密度或体积测量误差做在线校验.在原油变温试验中,测试误差基本都在±0.2%以内,温度对被测质量流量计的测试误差无显著影响.     

海上CO2埋存井井筒温度压力影响因素研究

准确预测CO₂埋存过程中井筒温度压力场以及CO₂的物性参数变化对安全埋存至关重要。为此,建立了埋存井井筒温度、压力与CO₂物性参数的耦合计算模型,计算得到了实例井井筒温度压力分布以及CO₂物性参数随井深的变化规律,并对注入参数对于井筒温度压力分布影响规律进行分析。研究结果表明：井筒内CO₂流体的流速、努塞尔特数和对流换热系数随井深的增加而增大,密度、黏度、摩阻系数、导热系数和普朗特数随井深增加而减小,定压比热容在温度压力综合作用下有一定波动;注入温度对井筒压力和井底温度压力影响很小;注入速率增大会使相同井深处温度降低、压力升高,调节注入速率可以在对压力影响较小的同时有效调节井筒温度分布;注入压力的变化对压力梯度几乎无影响,在压力较大时对温度梯度影响较大,通过调节注入压力可以有效调节井筒压力分布。研究结果可为海上CO₂埋存井井筒完整性的准确评价提供理论基础。     

CO2泡沫压裂井筒气-液-固三相流动模型

CO₂泡沫压裂技术具有低伤害、易返排、节约水资源等优点,已被广泛应用于非常规油气开采,但目前CO₂泡沫压裂液井筒流动模型大多只考虑气、液两相,忽略了支撑剂固相对CO₂泡沫压裂液流动性的影响。通过体积平均法将支撑剂固相与CO₂泡沫耦合建立气-液-固三相CO₂泡沫压裂液井筒流动计算模型,并与现场压裂井实测温度数据对比,温度平均误差仅为2.7%,验证了模型的正确性。实例计算表明:支撑剂固相会使CO₂泡沫压裂液井筒压力升高,井筒内温度和压力随支撑剂体积浓度的增加而增大,体积分数从0增加到0.3,井底压力增大9.0 MPa;泡沫质量增加会明显增大井筒内CO₂泡沫压裂液温度;增大质量流量会导致温度和压力降低,质量流量增加10 kg/s,井底压力降低5 MPa、温度降低0.4℃。研究成果可以实现CO₂泡沫压裂井筒气-液-固三相流动温度和压力等参数耦合计算。     

质量流量计的应用

为提高质量流量计的计量精度，利用质量流量计参数输入口，通过ＤＣＳ把经过温度、压力修正运算后的真实密度值返输到质量流量计，从而得到较高精度的原油质量流量。结果证明：该方法在吐哈丘陵油田应用后，提高了外输计量精度，发挥了质量流量计本身精度高、计量准确的优点。     

CO2状态方程适应性对比研究

气体状态方程被广泛应用于计算CO₂的各项物性参数,但CO₂物性参数对温度和压力较敏感,不同状态方程计算的结果有偏差。针对目前常用的状态方程开展适应性研究,基于不同温度和压力条件下CO₂物性参数实验值对比分析了不同状态方程的计算结果。结果表明：1)GERG对CO₂密度及压缩因子具有较高的计算精度。计算CO₂密度时蒸汽区平均相对偏差小于0.5%,气相区小于1%;2)SW方程计算CO₂定压比热的平均相对偏差为0.29%,计算焦汤系数的平均相对偏差为0.87%;3)Fenghour法计算的黏度最大相对偏差不超过0.5%,平均相对偏差为0.34%,计算结果误差较小;4)V-W法对CO₂导热系数的计算结果与实验值较吻合,其平均相对偏差仅为1.24%。研究结果为油气田开发过程中涉及的CO₂物性参数计算提供了一定的参考依据。     

CO2乳状液置换天然气水合物中CH4的动力学研究

以CO₂置换天然气水合物中CH₄是一种集温室气体隔离和清洁能源开采于一体的方法,其关键是提高置换率和强化置换动力学。该研究以不同质量比的O/W型CO₂乳状液注入天然气水合物中,经过24~96h的置换,得出的置换结果表明,质量比为90∶10的CO₂乳状液在CO₂水合物能稳定存在、CH₄不能稳定存在且CO₂呈液态的温度压力条件下,置换反应效果最好,同等温度压力条件下置换效果比纯液态CO₂的置换效果好。     

CO2含量对火山岩气藏开发指标的影响

由于CO₂气体与常规天然气性质存在较大差异,使得富含CO₂的气藏与常规气藏相态特征不同,导致CO₂含量影响气藏的开发指标的变化。为此,以校正过相态的计算模型为基础,研究了等温条件下不同CO₂含量天然气相态变化特征、不同温度下含CO₂天然气相态变化特征及相态变化对开发指标的影响。结果认为：无论是气藏渗流还是井筒流动过程中,富含CO₂2的火山岩气藏的相态计算都必须考虑偏差因子、黏度和密度随CO₂2含量的变化;在压力小于30 MPa时,井筒流动要考虑体积系数的变化;气藏的稳产期、稳产期末采出程度和预测期末采出程度随CO₂2含量的增加不断降低。该研究成果对富含CO₂天然气藏的开发具有指导意义。     

美国Micro Motion质量流量计在我厂码头的应用

传统的速度式流量计受温度、密度、压力等影响计量精确度。黄埔石化码头改用Ｍｉｃｒｏ Ｍｏｔｉｏｎ质量流量计后，提高了计量精确度。本文分析了该流量计的工作原理、特点及主要技术指标，并对使用前后测量数据精确度进行了比较而得出其优点。     

页岩油CO2非混相吞吐与埋存实验及影响因素

将CO₂注入页岩,不但能提高页岩油采收率,还能达到埋存CO₂的目的,但CO₂吞吐和埋存的影响因素较多且相互作用。为搞清楚页岩油CO₂非混相吞吐与埋存特征,通过开展页岩岩心CO₂吞吐、吸附实验,定量评价了CO₂注入压力、CO₂相态类型、储层温度、闷井时间、裂缝、吞吐次数对CO₂吞吐效果以及颗粒直径、CO₂注入压力、储层温度对CO₂埋存效果的影响程度。研究表明：增大注入压力不但有利于CO₂吞吐,还能增大吸附量;增加注入压力会诱导天然微裂缝的扩展、延伸,有利于扩大CO₂波及面积,减小原油渗流阻力;当储层温度小于50℃时,温度升高有利于提高吞吐采收率,但会降低CO₂吸附量;当温度大于等于50℃时,温度升高不利于CO₂吞吐和埋存;在超临界条件(7.4 MPa、31℃)下CO₂     

考虑相态变化的CO2气藏物质平衡方程

在CO₂气藏束缚水、入侵水、产出水中都溶解有CO₂,以摩尔守恒为理论基础,建立了CO₂气藏的物质平衡方程。CO₂的相态及物性变化与气藏压力、温度条件密切相关,同时考虑地层水矿化度对CO₂溶解度的影响,利用牛顿均差插值方法编程计算气藏任意条件下的物性参数。利用物质平衡方程结合CO₂ 的高压物性随压力、温度的变化关系,可以计算CO₂气藏的地质储量和不同采出程度下的平均地层压力,并确定开发过程中的CO₂相态变化。实例验证计算误差为0.131%,说明计算方法切实可行。     

纯CO2的节流特性

CO₂管道输送是碳捕集与封存技术的一个重要环节。当CO₂管道超压时可采用节流方式泄压,但节流易导致管内温度场骤变,有可能会造成干冰堵塞或管道低温损伤,因而研究CO₂节流特性对于CO₂管道安全泄放控制具有重要意义。为此,建立纯CO₂等焓节流模型,给出了考虑相变的CO₂节流后温度的计算方法,并与天然气主要成分CH₄对比,分析了CO₂的焦耳-汤姆逊效应。研究结果表明,处于正常输送工况（20 MPa以下）的CO₂节流时将产生温降效应;由于CO₂临界点温度和压力较高,其节流后容易进入两相区,使温度和密度发生突变。因此,进一步讨论了改变节流控制参数（入口温度、入口压力和出口压力）对节流出口温度的影响。结论认为：①在节流压力一定时,提高入口温度使超临界CO₂不易进入两相区,但使密相CO₂更易进入两相区;②若节流进入两相区,在一定范围内改变入口压力对出口温度没有影响;③当节流入口条件一定时,出口压力为临界压力时是形成两相流的分界压力,出口压力为三相点压力时是形成干冰的分界压力。该研究成果对CO₂管道的节流控制和干冰堵塞预防具有指导意义。     

东营凹陷陆相页岩油CO2增能压裂裂缝形态研究

CO₂增能压裂改造效果与生产效果评价受压裂裂缝分布的影响。为明确东营凹陷陆相页岩油CO₂压裂造缝机理，通过试验确定了CO₂浸泡下岩体破裂压力、天然裂缝剪切/张开应力和地应力随时间的变化；在此基础上，考虑CO₂浸泡下的岩石应力参数，采用Pen-Robinson方程刻画CO₂物性参数变化，结合试验和数模方法，形成了基于节点连接方法的CO₂增能压裂裂缝扩展模拟方法，并对东营凹陷某油井进行了实例分析。研究结果表明，CO₂比例对分支缝密度的影响较大，当CO₂比例由0.1增加至0.3时，分支缝密度增加117%；应力差主要影响缝长及分支缝密度，水平应力差由5 MPa增至30 MPa时，缝长度增加了52%，分支缝密度下降了13.85%。裂缝形态模拟结果与实际监测结果具有较好的一致性，研究结果可以为陆相页岩油压裂方案的制定提供理论参考。     

CO2的埋存与提高天然气采收率的相行为

CO₂捕集与埋存可实现大气中CO₂的有效降低,但成本高昂,而处于特定温度压力范围的气藏可保证超临界CO₂的稳定埋存,是其理想的埋存靶场。研究认为：气藏中所储存的具有开发潜力的天然气会挤占超临界CO₂的地层空间,影响其稳定埋存;选择适合的超临界CO₂稳定埋存深度,在埋存的同时利用CO₂驱替开采天然气,有利于CO₂埋存并降低成本;在向气藏注入CO₂提高天然气采收率的过程中,CO₂驱替地层天然气的过程是“混相驱替”。根据PY干气藏温度、压力条件,在CO₂与天然气混合体系PVT相态特性实验测试基础上,运用状态方程模拟方法,分析了3种不同流体带特别是超临界CO₂天然气过渡带的偏差系数、地下体积比、密度、黏度的变化,明确了利用气藏实施超临界CO₂稳定埋存与注CO₂提高天然气采收率相互配套的必要性和可行性,并据此给出PY气藏在实施注入CO₂提高天然气采收率技术时,超临界CO₂可行的注入深度和采气压力范围。     

基于物质的量平衡的气藏CO2埋存潜力评估方法

枯竭气藏是进行CO₂埋存的有利场所之一，进行气藏CO₂埋存潜力评估至关重要。基于气藏生产和CO₂埋存采注过程中物质的量平衡原理，考虑气体偏差系数随着温度和压力的变化，依据气体状态方程，建立了气藏CO₂埋存潜力评估模型，分析了采出程度和气体偏差系数对气藏CO₂埋存量的影响。结果表明，采出程度和气体偏差系数越大，越有利于CO₂埋存。结合川中A区块L1井的实际参数进行了CO₂埋存潜力评估，考虑气体偏差系数随储层温度和压力变化预测的CO₂埋存量比传统物质平衡法计算的埋存量高27%。该方法对CO₂埋存潜力评价研究及埋存方案优化具有重要意义。     

硅氧烷类增稠剂对二氧化碳压裂液的性能影响

针对液态纯CO₂的低黏度及低黏度下压裂效果差的现状,基于开环聚合反应和硅氢加成反应制备可显著增稠液态CO₂的硅氧烷聚合物。测量不同温度和压力下含增稠剂的CO₂压裂液的黏度;分析硅氧烷做增稠剂的增稠机理;并基于扩展有限元(XFEM)对含增稠剂的CO₂压裂液进行压裂模拟。结果表明,当增稠剂浓度为5 wt%时,含增稠剂的CO₂压裂液黏度可达1.65 mPa·s(20℃)。压裂液黏度随温度的升高而降低,随压力和增稠剂含量升高而升高。基于XFEM的液态CO₂增稠效果压裂模拟分析显示,增稠后的CO₂压裂液可使裂缝半缝长增至38 m,相较于纯CO₂压裂液具有更好的压裂效果。增稠测试和压裂效果模拟为CO₂干法压裂用增稠剂的设计提供参考。     

液态CO2质量流量计量

CO2注入量是影响增油效果的一个重要敏感因素。准确计量CO2的注入量，是工艺中至关重要的环节，同时也是CO2吞吐及CO2驱工艺后评估中解决经济评价的手段。纯液态CO2的密度与温度及压力成函数关系，在不同温度、压力下其密度变化大，且在同一温度、不同压力下的密度变化范围也很大。因此，仅计量体积流量无法准确得知实际的注入质量。文中重点考虑了影响液态CO2计量的一些因素，解决了不同温度、压力下液态CO2密度求取的难题，研究出一套计量系统，通过采用测液态CO2介质流速及同一时间的温度、压力进行密度校正的办法，实现了液态CO2质量流量的自动计量。     

二氧化碳乳液微观稳定性实验研究

实验优选了AOT作为CO₂乳液表面活性剂,利用高温高压反应釜测定了AOT水溶液与CO₂在不同温度、压力下的乳液析液半衰期,并通过微观实验测定了温度、压力对CO₂乳液微观稳定性的影响。结果表明,随着压力的增大,CO₂乳液稳定性随之增大;随着温度的增加,CO₂乳液稳定性随之降低,低压下温度的影响不明显,随着压力的增加,温度的影响越来越明显。微观实验显示,温度越高越不利于乳液的稳定,压力越高越有利于乳液的稳定,这与高温高压反应釜所得的结果相对应,说明CO₂乳液的稳定性主要取决于乳液的扩散、聚并、排液、破灭等机理。CO₂乳液在驱油过程中能有效控制CO₂流度,大幅改善CO₂驱油效果,提高采收率。     

CO2在凝析气藏多孔介质中的扩散实验及分子模拟

凝析气藏开采中后期，地层压力下降，会出现油气两相共存，井周反凝析问题突出，此时注CO₂开发是主要增产措施之一，注入的CO₂会与凝析油、气发生分子扩散。为了研究CO₂在凝析气中的扩散规律，开展了多孔介质中CO₂在衰竭至不同压力下的凝析气中扩散系数的实验测定；应用Materials Studio软件，构建了与实验条件对应的CO₂在凝析气中扩散的分子模型，并验证了分子模型的可靠性。实验和模拟结果表明：地层温度下，压力为10.00～53.85 MPa时，随着压力的升高，CO₂的扩散系数开始快速下降，随后下降趋势平缓；地层压力下，温度为115～160℃时，随着温度的升高，CO₂的扩散系数不断增大，与温度大致呈线性关系，表明高温可增强CO₂在凝析气中扩散的能力。研究成果为注CO₂提高凝析气藏采收率提供了理论基础。     

纯液态CO2压裂非稳态过程数值模拟

为了解纯液态CO₂压裂初始井底压力和温度随时间的演化规律，对压裂液初期非稳态过程进行了数值模拟。从模拟的结果看：井底液体CO₂在压裂的初期会经历较大的温度和压力变化，液体CO₂会因受热而发生相态的变化和体积的膨胀，最大膨胀幅度达17.2%，而其重位压头的变化则是引起井底液体CO₂压力变化的主要因素。一般在压裂2～5 min后井底温压即可稳定，稳定后的温度和压力以及稳定所需要的时间主要与压裂液排量、井深有关。如果气井太深，低温液体CO₂会在井筒附近地层造成巨大的温度梯度，这有可能会引起井筒周围地层热应力的剧烈上升，从而有利于井筒射孔附近地层的开裂。     

高含CO2气井产能计算新方法

松南火山岩气藏高含CO₂,这种气体的存在对天然气的高压物性产生很大影响,使得气井产能预测与实际相差较大。在高含CO₂气体高压物性分析（PVT）实验的基础上,研究了温度、压力和CO₂含量对天然气高压物性参数的影响规律,建立了不同CO₂含量下天然气粘度和偏差因子与压力的相关关系,并结合气体渗流理论建立了考虑高含CO₂天然气高压物性变化的产能预测新模型。实例计算表明:①气井产能随着CO₂含量的增高而降低;②当CO₂含量大于20%时,气井产能评价必须考虑μZ值（天然气粘度与偏差因子的乘积）变化的影响;③开发中后期可以忽略CO₂含量对气井产能的影响。新的产能计算方法能反映CO₂含量对产能计算的影响,精确度更高,对于高含CO₂天然气田的产能评价和生产制度的制定具有重要的指导意义。