本发明涉及油田采油
技术领域：
中的一种测试装置，具体为一种在线测量注气原油体积系数和溶解度的装置及方法。
背景技术：
：热力采油(蒸汽吞吐和蒸汽驱)是将一定量的气体由油井的油套环空注入地层后，经过一段时间的闷井，气体充分扩散到油层中，使原油粘度降低、体积膨胀等，使原油易于采出。经过半个世纪的研究与应用，热力采油技术被公认为切实可行且最有效的方式之一。而实际工业应用热力采油作业前，都需要使用PVT仪对原油的物理属性进行测定，如气体在原油中的溶解度、体积系数、粘度等参数。原油PVT测试的价值在于它可以为油藏注蒸汽作业时提供参数，对各种注气增油方案的设计提供定性或定量的预测，对制定开发方案有着重要的指导作用。目前，国内外生产的PVT仪性能优越，可满足大部分石油工作者的测量需求。但仪器价格高昂，售价一般在70万～160万元之间，且体积庞大。对于只需对气体在原油中的溶解度、体积系数等参数进行测定的石油工作者而言，现有PVT仪售价过高。一种在线测量注气原油体积系数和溶解度的装置及方法可满足气体在原油中的溶解度、体积系数等参数的测定。一种在线测量注气原油体积系数和溶解度的装置及方法较现有的PVT仪体积小，操作便捷，且仪器价格便宜。有鉴于此，本发明人凭借多年的原油PVT测试工作经验，提出一种在线测量注气原油体积系数和溶解度的装置及方法，以克服现有设备的不足。技术实现要素：本发明的目的在于提供一种在线测量注气原油体积系数和溶解度的装置及方法。可对气体在原油中的溶解度、以及原油体积系数等参数进行测定。装置使用的数据采集系统具有高精准度，保证了分析结果的准确性、提高了实验测试的自动化程度。本发明采用如下技术方案实现：本发明一方面提供了一种在线测量注气原油体积系数和溶解度的装置，包括供气系统、缓冲系统、测试系统、气相分析系统和数据采集系统，所述供气系统包括气瓶；所述缓冲系统包括一个高压的缓冲容器，所述缓冲容器的输入口通过带闸阀的管道连接气瓶，输出口通过带闸阀的管道连接高压反应容器的输入口；所述测试系统包括高压反应容器、设置在所述高压反应容器上的温度控制器；所述气相分析系统包括气相色谱仪，用于对高压反应容器内的气体组成进行组分分析；所示数据采集系统包括计算机、数据采集器及设置在高压反应容器上的温度传感器、压力传感器、液位传感器，所述数据采集器分别与温度传感器、压力传感器、液位传感器及计算机电路连接，实时采集反应系统的温度、压力和液位高度数据。进一步地，所述供气系统所提供的气源可为单一组分气体或混合组分气体。进一步地，所述缓冲容器的压力范围为0～30MPa。进一步地，所示高压反应容器的体积大小为0.35～2L，容器形状为细长型，压力范围为0～30MPa，温度范围为0～200℃。进一步地，所述气相色谱仪通过连接高压反应容器的管道获取反应气体，或者通过气体采样袋收集的反应气体进行气体组成组分分析。进一步地，所述温度传感器工作温度为0～400℃；压力传感器工作压力为0～30MPa；液位传感器测量测量范围为25～7600mm。本发明另一方面提供了一种采用所述装置的在线测量注气原油体积系数和溶解度的方法，包括步骤：量取一定体积的脱水脱气原油注入测试系统的高压反应器中，记录原油体积为V1，则气体体积为装原油后高压反应器剩余体积，记录为V11；通气体吹扫以排出高压反应器中的空气后，室温下注入反应气体至高压反应器内至给定压力，气体温度记录为T1，压力记录为P1；升高温度至反应温度，当温度升高到所需温度后，保持恒温6h-10h，待反应器内原油饱和气体，即压力不变后为止；记录此时的温度为T2，压力记录为P2，之后趁热缓慢放气至常压；数据采集器中的液位传感器测量出饱和气体后原油在高压反应器5的高度变化，依据液位传感器在原油饱和气体后的高度，即可算出饱和气体后原油的体积，记录为V2；此时气体的体积记录为V22。使用以上数据，依据PR方程即可计算出气体在原油中溶解度及体积系数。进一步地，所述算出饱和气体后原油的体积的计算公式为：V=π4×D2×H,]]>其中V为原油体积，单位m3；D为高压反应器直径，单位m，H为原油液位高度，单位m。进一步地，所述溶解度的计算具体包括步骤：根据溶解度计算公式得到：PR方程可写为：PV＝ZnRT，其中：P为气体压力，单位为Pa；V为气体体积，单位为m3；Z为气体压缩系数，无量纲；n摩尔量，单位为mol；R为比例系数，单位是J/(mol·K)；T为气体温度，单位为K；根据测试系统的数据计算前后气体摩尔变化量：Δn=n1-n2=1R(P1V11Z1T1-P2V22Z2T2);]]>计算溶解气体体积＝22.4×Δn，其中，标准状况下，1mol任何气体的体积等于22.4L；计算溶解度为：所述溶解度单位为Sm3/m3，Sm3表示标准状态下气体的体积。进一步地，所述体积系数计算具体为：相比现有技术，本发明可实现实时在线测试注气前后原油的PVT数据，提出使用液位计在线测量注气前后原油在高压容器中的高度实现原油体积的测定，利用测量的PVT数据可计算出原油的体积系数和溶解度参数，精准度高，保证了分析结果的准确性、提高了实验测试的自动化程度。附图说明图1为本发明实施例的装置结构示意图。1-气瓶；2-第一阀门，3-缓冲容器；4-第一阀门；5-高压反应容器；6-压力传感器；7-温度传感器；8-液位传感器；9-温度控制器；10-第一阀门；11-气相色谱仪；12-数据采集器；13-计算机；14-第一阀门。具体实施方式下面，以实施例对本发明的技术方案进行详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。实施例1如图1所示，一种在线测量注气原油体积系数和溶解度的装置，包括供气系统、缓冲系统、测试系统、气相分析系统和数据采集系统，所述供气系统包括气瓶1；所述缓冲系统包括一个高压的缓冲容器3，所述缓冲容器3的输入口通过带第一闸阀2的管道连接气瓶1，输出口通过带第二闸阀4的管道连接高压反应容器5的输入口；所述测试系统包括高压反应容器5、设置在所述高压反应容器5上的温度控制器9；所述气相分析系统包括气相色谱仪11，用于对高压反应容器5内的气体组成进行组分分析；所示数据采集系统包括计算机13、数据采集器12及设置在高压反应容器5上的温度传感器7、压力传感器6、液位传感器8，所述数据采集器12分别与温度传感器7、压力传感器6、液位传感器8及计算机13电路连接，实时采集反应系统的温度、压力和液位高度数据。所述供气系统所提供的气源可为单一组分气体或混合组分气体。所述缓冲容器3的压力范围为0～30MPa。所示高压反应容器5的体积大小为0.35～2L，容器形状为细长型，压力范围为0～30MPa，温度范围为0～200℃。所述气相色谱仪通过连接高压反应容器5的管道获取反应气体，进行气体组成组分分析，该管道上设置有第三闸阀10和用于排出废气的第四闸阀14。所述温度传感器7工作温度为0～400℃；压力传感器6工作压力为0～30MPa；液位传感器8测量测量范围为25～7600mm。实施例2本实施例以CO2气体为例，测试(PVT)系统中的高压反应器5的体积已知为380.06mL(高压反应器5直径D＝4.65cm，高度H＝22.38cm)。测试温度为60℃，油样取自辽河油田齐40区块。量取大约200mL的脱水原油注入高压反应器中，液位传感器8显示油样高度H1＝11.78cm，计算后得到原油体积为V1＝200.05mL，剩余为CO2气体的体积，即V11＝180.01mL；通气体吹扫以排出高压反应器中的空气后，室温下注入CO2气体至给定压力，为P1＝3.00MPa，气体温度为T1＝298.15K，气体组分为纯CO2气体，在此时的温度和压力条件下，压缩因子Z1＝0.8186394；升高温度至测试温度60℃，即T2＝333.15K，保持恒温6h，直到压力不变后为止，记录此时的压力为P2＝3.05MPa，气体组分为纯CO2气体，在此时的温度和压力条件下，压缩因子Z2＝0.8770614；液位传感器8测量出饱和CO2后原油在高压反应器5的高度H2＝11.96cm，可算出饱和气体后原油的体积，V2＝203.11mL；此时气体的体积记录为V22＝176.96mL；使用以上数据，依据PR方程即可计算出气体在原油中溶解度及原油的体积系数，计算结果如下表所示。体积系数mL/mL溶解度Sm3/m31.0154.92实施例3本实施例以模拟烟道气(以体积摩尔分数表示，其中CO2为30％，N2为70％)为例，测试(PVT)系统中的高压反应器5的体积已知为380.06mL(高压反应器5直径D＝4.65cm，高度H＝22.38cm)，测试温度为60℃。量取大约200mL的脱水原油注入高压反应器中，液位传感器8显示油样高度H1＝11.78cm，计算后得到原油体积为V1＝200.05mL，剩余为模拟烟道气的体积，即V11＝180.01mL；通气体吹扫以排出高压反应器中的空气后，室温下注模拟烟道气至给定压力，为P1＝3.00MPa，气体温度为T1＝298.15K，气相色谱分析得到模拟烟道气的组成为CO2为30.5％，N2为69.5％，在此时的温度和压力条件下，压缩因子Z1＝0.9551271；升高温度至测试温度60℃，即T2＝333.15K，保持恒温6h，直到压力不变后为止，记录此时的压力P2＝3.12MPa，气体组分为CO2为8.5％，N2为91.5％，在此时的温度和压力条件下，压缩因子Z2＝0.9908832；液位传感器8测量出饱和模拟烟道气后原油在高压反应器的高度H2＝11.94cm，可算出饱和气体后原油的体积，V2＝207.77mL；此时气体的体积记录为V22＝177.29mL；使用以上数据，依据PR方程即可计算出气体在原油中溶解度及原油的体积系数，计算结果如下表所示。体积系数mL/mL溶解度Sm3/m31.0142.97实施例4本实施例以CO2气体为例，测试(PVT)系统中的高压反应器5的体积已知为380.06mL(高压反应器5直径D＝4.65cm，高度H＝22.38cm)，测试温度为80℃。量取大约200mL的脱水原油注入高压反应器5中，液位传感器8显示油样高度H1＝11.68cm，计算后得到原油体积为V1＝198.35mL，剩余为CO2气体的体积，即V11＝181.71mL；通气体吹扫以排出高压反应器中的空气后，室温下注入CO2气体至给定压力，为P1＝4.05MPa，气体温度为T1＝301.15K，气体组分为纯CO2气体，在此时的温度和压力条件下，压缩因子Z1＝0.7526554；升高温度至测试温度80℃，即T2＝353.15K，保持恒温6h，直到压力不变后为止，记录此时的压力为P2＝4.02MPa，气体组分为纯CO2气体，在此时的温度和压力条件下，压缩因子Z2＝0.8682443；液位传感器8测量出饱和CO2后原油在高压反应器5的高度H2＝11.90cm，可算出饱和气体后原油的体积，V2＝202.09mL，此时气体的体积记录为V22＝177.97mL；使用以上数据，依据PR方程即可计算出气体在原油中溶解度及原油的体积系数，计算结果如下表所示。体积系数mL/mL溶解度Sm3/m31.01912.41实施例5本实施例以模拟烟道气(以体积摩尔分数表示，其中CO2为30％，N2为70％)为例，测试(PVT)系统中的高压反应器5的体积已知为380.06mL(高压反应器5直径D＝4.65cm，高度H＝22.38cm)，测试温度为80℃。量取大约200mL的脱水原油注入高压反应器5中，液位传感器8显示油样高度H1＝11.63cm，计算后得到原油体积为V1＝197.50mL，剩余为模拟烟道气的体积，即V11＝182.56mL；通气体吹扫以排出高压反应器中的空气后，室温下注模拟烟道气至给定压力，为P1＝4.04MPa，气体温度为T1＝298.15K，气相色谱分析得到模拟烟道气的组成为CO2为30.5％，N2为69.5％，在此时的温度和压力条件下，压缩因子Z1＝0.9413862；升高温度至测试温度80℃，即T2＝353.15K，保持恒温6h，直到压力不变后为止，记录此时的压力P2＝4.25MPa，气体组分为CO2为4.30％，N2为95.70％，在此时的温度和压力条件下，压缩因子Z2＝0.9979573；液位传感器8测量出饱和模拟烟道气后原油在高压反应器5的高度H2＝11.82cm，可算出饱和气体后原油的体积，V2＝200.73mL，此时气体的体积记录为V22＝179.33mL；使用以上数据，依据PR方程即可计算出气体在原油中溶解度及原油的体积系数，计算结果如下表所示。体积系数mL/mL溶解度Sm3/m31.0166.35本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明权利要求的保护范围之内。当前第1页1 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