利用超临界CO2解除地层石蜡堵塞实验研究

2016-10-28倪红坚王学迎王瑞和于占淼

中国石油大学学报（自然科学版） 2016年3期

孙　雪, 倪红坚, 王学迎, 王瑞和, 于占淼, 周　通

(1.中国石油大学非常规油气与新能源研究院,山东青岛 266580; 2.中石化中原石油工程有限公司钻井二公司,河南濮阳 457001; 3.南京汽轮电机(集团)有限责任公司,江苏南京 210000)

孙雪1, 倪红坚1, 王学迎1, 王瑞和1, 于占淼2, 周通3

采用室内模拟实验装置研究超临界CO2解除地层石蜡堵塞的可行性,并分析超临界CO2解堵石蜡的作用机制及驱替参数对解堵效果的影响规律。结果表明:超临界态CO2对石蜡具有溶胀和冲刷双重作用,其解堵效果远好于气态和液态CO2;随着驱替时间延长,解堵效果逐渐变好,超过一定时间后,岩心渗透率不再增加;解堵效果随着温度和驱替速度的增大而变好;随着压力的升高,解堵效果先增强后减弱,存在一个最佳解堵压力。

超临界CO2; 地层石蜡堵塞; 解堵; 溶胀; 影响因素

引用格式:孙雪,倪红坚,王学迎,等.利用超临界CO2解除地层石蜡堵塞实验研究[J].中国石油大学学报(自然科学版),2016,40(3):107-112.

SUN Xue, NI Hongjian, WANG Xueying, et al. Experimental study on removing formation paraffin deposits using super-critical carbon dioxide[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2016,40(3):107-112.

石蜡沉积通常发生在油管、输油管线和生产设备上,导致管线堵塞和设备失效等严重问题[1]。在高含蜡油藏和凝析气藏中,石蜡在地层孔隙中的沉积和堵塞也是不容忽视的问题[2-4]。地层石蜡的沉积堵塞有两方面原因:一是长期的注水开发导致储层温度降低,二是生产井附近压力下降过快,原油中溶解气的逸出。清除地层石蜡堵塞比管线清蜡的难度大[5]。常用于管线清蜡的机械清蜡和表面能防蜡技术不能用于地层除蜡[6]。传统的热力清蜡能量消耗大,处理范围小。最常用的地层清蜡方法是化学清蜡剂,包括有机溶剂和水基分散剂。但有机溶剂有毒性、易燃爆[7],对地层伤害大,而水基分散剂不适于含黏土地层[8]。微生物清蜡是一种新兴的环保型清蜡方法[9],但其成本较高,现场应用受到限制。超临界CO2具有无毒、不易燃爆、成本低、对有机物溶解性好的特性,作为一种环保的萃取溶剂普遍应用于化工行业[10]。超临界CO2可以溶胀原油,降低原油黏度,较多地被用于注气提高油藏采收率[11]。超临界CO2对有机物具有较强的溶解能力[12]。笔者研制高温高压CO2解堵实验装置,通过室内实验研究超临界CO2解除地层石蜡堵塞的可行性,分析驱替温度、驱替压力、驱替时间、驱替速度对超临界CO2解除石蜡堵塞效果的影响规律。

1　实验装置与材料

高温高压CO2解堵模拟实验装置见图1。该装置由平流泵、活塞式中间容器、岩心夹持器、增压泵、背压阀、温控系统及压力监测系统组成。平流泵为2PB00C系列平流泵(北京卫星制造厂),工作范围0～20 mL/min,可提供恒流量的动力将活塞式容器中的流体注入岩心。活塞式中间容器的容积为2 L,耐压40 MPa,耐温200 ℃,用于储存CO2、去离子水和石蜡-癸烷溶液。岩心夹持器用于夹持岩心并对岩心施加一定的围压,以防止流体从岩心外部逸出。背压阀工作范围0～48 MPa,用来控制岩心夹持器出口压力,以模拟不同的地层压力。增压泵用于调整中间容器内流体的压力。温控系统为青岛正恒实验设备有限公司研制的恒温箱,最高可加热至250 ℃,用以控制流动系统温度,以模拟地层温度。压力监测系统由岩心夹持器两端及中间容器的压力表和压差计组成,用于监测实验过程中压力变化和计算渗透率。

图1　实验装置Fig.1　Experiment equipment

实验材料包括:人造石蜡切片,熔点54～56 ℃(上海华灵康复器械厂);正癸烷,分析纯;去离子水(自制),为消除地层矿化水与CO2反应对渗透率的影响,使实验更具有对比性,因此用去离子水模拟地层水;实验用标准人造岩心,长度6.00 cm,直径2.50 cm,气测渗透率2.5 μm2,孔隙度20%;CO2气体,纯度99.95%(青岛天源气厂)。

2　实验流程

2.1石蜡堵塞岩心制备

将人造岩心饱和去离子水后放入岩心夹持器,加围压,以5 mL/min的速度水驱,待压差计示数稳定时测岩心初始液测渗透率Ki。由于纯液态石蜡黏度大,难以被注入进岩心中,因此配置250 g/L的石蜡-正癸烷溶液[13]以降低注入阻力。将恒温箱升至70 ℃,以2 mL/min的速度将2VP体积的石蜡-正癸烷溶液注入岩心后,在室温下老化2 h,使蜡晶从石蜡-正癸烷溶液中析出。改变岩心液体流向,开泵反向5 mL/min的速度水驱,待岩心夹持器两端压差稳定后,得到石蜡堵塞岩心。继续水驱,测石蜡堵塞后的岩心渗透率kd。

2.2超临界CO2解堵

将污染后的岩心饱和去离子水后放入岩心夹持器,将恒温箱温度调整至实验温度,加环压和背压,调至实验压力。通过增压泵将CO2气体注入中间容器,并调整至实验压力。打开平流泵,以设定的实验流速驱替石蜡堵塞的岩心。驱替一定时间后,以5 mL/min的速度水驱,待岩心夹持器两端压差稳定后测CO2解堵后岩心渗透率kt。以渗透率恢复率(k=(kt-kd)/kt)作为解堵效果评价标准,重复以上步骤,研究不同温度、压力、驱替速度和驱替时间对解堵效果的影响。将堵塞后和解堵后的岩心切片,用SEM扫描电镜观察岩心孔隙形貌的变化。

3　结果分析

3.1电镜扫描

通过电镜扫描观察石蜡堵塞后以及CO2解堵后的岩心形貌,结果见图2。可以看出:经过堵塞流程后,岩心原有的大部分孔喉被石蜡颗粒堵塞,石蜡颗粒像膜一样吸附在岩心孔壁上,形成为较厚的堆积层(图2(a));注入8 MPa、40 ℃的二氧化碳300 min后,大部分堵塞的石蜡颗粒被清除掉,岩心孔隙被疏通,但仍有少部分石蜡残留在孔壁上(图2(b))。

图2　电镜扫描照片Fig.2　SEM images

3.2驱替时间对解堵效果的影响

图3　解堵效果与驱替时间的关系Fig.3　Relationship between plug removal effect and displacement time

通过实验研究温度40 ℃、压力8 MPa、驱替速度10 mL/min下CO2驱替时间对解堵效果的影响,结果见图3。可以发现:前3 h内,随着驱替时间的增加,渗透率恢复率由6.47%(驱替30 min)迅速增长到11.01%(驱替3 h),增长幅度70.17%,解堵效果显著增加;3 h以后,渗透率恢复值由11.01%(驱替3 h)增至15.08%(驱替5 h),增长幅度36.97%,解堵增渗改善程度不大。这是由于随着CO2与岩石孔隙中石蜡作用时间的增长,大部分石蜡颗粒已被驱替出岩心,而黏附在孔隙表面的蜡晶清除难度大,此时再延长驱替时间对解堵增渗的意义不大。

3.3驱替温度对解堵效果的影响

我国原油凝固点大部分25～50 ℃[14-15],高于此温度的地层不会发生严重的石蜡堵塞,因此实验温度设定为25～50 ℃,压力6～18 MPa,驱替速度10 mL/min,驱替时间1 h下,不同地层温度对解堵效果的影响见图4。可以发现,10～18 MPa下的渗透率恢复率明显高于6 MPa,说明超临界态CO2的解堵效果优于气态CO2;随着温度升高,CO2解堵效果越来越好,且高压下温度对解堵效果的影响更显著。

图4　解堵效果与温度的关系Fig.4　Relationship between plug removal effect and temperature

结合CO2的物性参数进行分析认为,实验范围内,6 MPa压力下,CO2为气态,在石蜡中溶解度极小,这时解堵的主要作用是CO2气体冲刷携带和石蜡自身受热膨胀作用。相关研究[16]表明,石蜡在43～57 ℃体积膨胀变化很大,因此随温度的升高,石蜡受热膨胀,蜡晶胶结强度变弱,在CO2气流冲刷作用下脱落、分散,被携带出去而解堵,但另一方面气态CO2密度随着温度的升高而降低,冲刷携带作用减弱,因此气态CO2解堵效果不明显。高压下CO2处于超临界态,在石蜡中的溶解性大大提高,这时解堵的主要作用是超临界CO2对石蜡的溶胀作用,随着温度升高,CO2在石蜡中的溶解度虽然略有下降,但CO2在石蜡中的扩散系数增大,加强了CO2对石蜡的溶胀作用。在石蜡受热膨胀和CO2溶胀的共同作用下,蜡晶强度大幅度降低,易于冲刷携带,同时超临界态CO2的密度远大于气态CO2的密度,冲刷能力强,因此超临界态CO2的解堵效果更好,且解堵效果随温度的升高显著提高。

3.4驱替压力对解堵效果的影响

通过实验研究温度30～50 ℃、驱替速度10 mL/min、驱替时间1 h下地层压力对解堵效果的影响,结果见图5。可以看出,30 ℃下,渗透率恢复率略有上升,解堵效果不明显。40和50 ℃下,渗透率恢复率随着压力的升高先增大后减小,存在一个最佳解堵压力,且10～14 MPa间渗透率恢复值随着压力的升高迅速增加,解堵效果提高幅度最大。由于30 ℃、6～18 MPa条件下,CO2主要为液态,这时解堵的主要作用是液态CO2对石蜡堵塞物的冲刷携带,因此解堵效果微弱。40和50 ℃下,随着压力升高,CO2由气态转变为超临界态,与液态CO2相比,超临界CO2的扩散系数是液态的10～100倍,其对稠油、聚合物等的溶胀能力大大增强[17],因此超临界CO2解除石蜡堵塞的主要原因是超临界CO2溶胀石蜡,使蜡晶胶结强度降低,更易被流体冲刷携带出岩心。通过此实验结果的对比,可以看出由于超临界CO2对石蜡的溶胀作用,超临界态CO2的解堵效果明显优于液态CO2。

图5　解堵效果与压力关系Fig.5　Relationship between plug removal effect and pressure

超临界CO2的最佳解堵压力并不是在临界点附近,为了分析这一现象,利用Span &Wagner模型[18]计算了40和50 ℃下CO2密度与压力的关系,结果见图6。可以看出,压力从6 MPa增加到14 MPa,CO2密度迅速增大,14 MPa后再增加压力,CO2密度变化平缓。由此认为,随着压力的升高,超临界态CO2的密度迅速增大,其在石蜡中的溶解量也随之增多,溶胀作用增强,升高至一定压力后,超临界CO2在石蜡中的溶解量达到饱和,超临界CO2对石蜡的溶胀率达到平衡,此时再增加压力,超临界CO2的黏度增大,CO2流体难以渗透进微小孔隙中,反而减弱了解堵效果。由此可知,超临界CO2的解堵效果随着压力的升高先增强后减弱,本实验中14 MPa下解堵效果最好。

图6　CO2密度随压力变化示意图Fig.6　Carbon dioxide density-pressure isothermal chart

3.5驱替速度对解堵效果的影响

通过实验研究温度40 ℃、压力8 MPa、驱替时间1 h下驱替速度对解堵效果的影响,结果见图7。可以看出,随着速度的增大,解堵效果变好。驱替速度增大,同一时间内与石蜡作用的超临界CO2的数量增多,并且流速的提高加强了CO2的冲刷作用,因此解堵效果变好。本实验的流速范围内没有引起岩心的速敏现象,但在实际应用中过高的流速会导致地层出砂等施工安全问题,需根据地层实际情况将注入排量控制在安全注气范围内。

图7　解堵效果与驱替速度的关系曲线Fig.7　Relationship between plug removal effect and flow rate

4　结　论

(1)气态和液态CO2解堵石蜡的主要作用是对石蜡颗粒的冲刷运移,而超临界态CO2解堵石蜡是溶胀和冲刷的综合作用,且超临界CO2溶胀石蜡,降低蜡晶胶结强度是解堵的主要影响因素,因此超临界态CO2的解堵效果远好于气态和液态CO2。

(2)驱替时间、温度、压力、速度等参数都对超临界CO2的石蜡解堵效果有重要影响。温度越高,超临界CO2的解堵效果越明显;存在一个有效的作用时间和最优的驱替压力;驱替速度增大,解堵效果变好。

(3)超临界CO2解除石蜡堵塞的效果明显,说明超临界CO2作为一种绿色环保的地层除蜡剂的可行性。利用连续油管向结蜡地层喷射超临界CO2可解除近井地带的石蜡堵塞,且操作简便易行,是一种很有前景的储层增渗方法。

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(编辑刘为清)

Experimental study on removing formation paraffin deposits using super-critical carbon dioxide

SUN Xue1, NI Hongjian1, WANG Xueying1, WANG Ruihe1, YU Zhanmiao2, ZHOU Tong3

(1.Research Institute of Unconventional Oil & Gas and New Energy, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China;2.TheNo.2DrillingCompanyofZhongyuanOilfieldServiceCorporation,SINOPEC,Puyang457001,China;3.NanjingTurbineMotor(Group)CompanyLimited,Nanjing210000,China)

The feasibility of removing formation paraffin deposits by super-critical carbon dioxide was studied through indoor simulation test apparatus. The mechanism of super-critical carbon dioxide removing paraffin deposits and the influence of flooding parameters were analyzed. Experimental results show that the plug removing performance of super-critical carbon dioxide is much better than gaseous and liquid carbon dioxide due to the combined effects of swelling and flooding of super-critical carbon dioxide on the paraffin. The plug removal effect becomes better with the displacement time increase. And the permeability of cores would not increase after several hours. The plug removing effect becomes better as the temperature and flow rate increases. As the flooding pressure rises, the plug removing effect increases firstly then decreases and there is an optimum pressure for removing paraffin plugging by super-critical carbon dioxide.

super-critical carbon dioxide; formation paraffin deposit; plug removing; swelling; influence factors

2015-12-20

国家“973”重点基础研究发展计划(2014CB239202);中央高校基本科研业务费专项(27R1402019A);教育部博士点基金项目(20120133110011,20130133110006)

孙雪(1984-),女,博士研究生,研究方向为高压水射流、超临界二氧化碳射流、石油钻井理论与技术。E-mail:sunxue_upc@s.upc.edu.cn。

倪红坚(1972-),男,教授,博士,博士生导师,研究方向为石油钻井工具、高效破岩方法与技术、高压水射流、超临界二氧化碳射流理论与技术。E-mail:nihj@upc.edu.cn。

1673-5005(2016)03-0107-06doi:10.3969/j.issn.1673-5005.2016.03.014

TE 357