Приборы и техника эксперимента, 2020, № 6, стр. 115-119

ВВЕДЕНИЕ

Растворение диоксида углерода в углеводородах оказывает значительное влияние на их теплофизические свойства, особенно при высоких температурах и давлениях, так как оба фактора действуют в противоположных направлениях: повышение температуры уменьшает растворимость СО₂ в углеводороде, а повышение давления, наоборот, повышает. Особенно велика его растворимость при сверхкритических параметрах состояния (выше 31.5°С и выше 7.5 МПа).

Свойства СО₂ в сверхкритическом состоянии являются промежуточными между его свойствами в газовой и жидкой фазе: он обладает высокой плотностью, близкой к плотности жидкости, и низкой кинематической вязкостью, а также высоким коэффициентом диффузии, что отражается на изменении свойства углеводородов – значительно снижается динамическая вязкость углеводорода и увеличивается коэффициент объемного расширения. При этом, чем выше начальная вязкость углеводорода, тем значительнее она снижается при растворении в нем СО₂.

Надежных расчетных методов определения растворимости газов в углеводородах в настоящее время не существует. Вследствие этого для расчета растворимости СО₂ в нефти, трансформаторном или машинном масле по известным уравнениям состояния (А.И. Брусиловского, Пенга–Робинсона и др.) [1] требуются надежные экспериментальные данные по растворимости. Для некоторых типов углеводородов и интервала параметров существуют только температурные зависимости коэффициента растворимости газов в углеводородах [2, 3], не учитывающие влияние на коэффициент растворимости давления в системе “углеводород–СО₂”, что приводит к значительным погрешностям расчета динамической вязкости систем “углеводород–сверхкритический СО₂”.

Данные по коэффициентам растворимости газов в углеводородах, получаемых в динамическом режиме, исключительно важны не только в процессах добычи нефти, но и для анализа работы промышленного оборудования, прежде всего, маслонаполненного.

С целью получения экспериментальных данных по растворимости диоксида углерода в углеводородах в широком диапазоне температур и давлений при наличии и отсутствии пористой среды создан экспериментальный стенд.

ЭКСПЕРИМЕНТ

Схема экспериментального стенда, позволяющего проводить исследования коэффициента растворимости диоксида углерода в углеводородах в динамическом режиме фильтрации потока “нефть–диоксид углерода” в интервале температур до 743 К и давлений до 25 МПа при наличии в потоке пористой среды, приведена на рис. 1, а схема кернодержателя (сосуда высокого давления) для моделирования углеводородонасыщенной пористой среды – на рис. 2.

Основной конструктивной частью модели пласта является кернодержатель. Модель нефтяного однородного пласта в данной работе изготовлена в соответствии с требованиями, предъявляемыми к сосудам высокого давления [4], и представляет собой сосуд (кернодержатель) из нержавеющей стали 12Х18Н10Т длиной 700 и внутренним диаметром 28 мм, набиваемый кварцевым песком одной фракции, насыщаемый нефтью и насыщаемый водой под вакуумом.

В начале эксперимента открываются вентили (26, 28–32, рис. 1), и диоксид углерода посредством насоса высокого давления (10) через фильтр-осушитель начинает поступать в модель пласта 1, из которой вытесняется нефть. В проведенных экспериментах модельной нефтью был осветительный керосин, динамическая вязкость которого составляла 1.2 мПа · с.

Из модели пласта смесь нефти и диоксида углерода поступает в сепаратор 20, откуда нефть с растворенным газом поступает в систему разделения газов и жидкостей в газе (VII), при этом нефть накапливается в сосуде газожидкостного равновесия 35, а газ, растворенный в нефти, поступает в сосуд отбора пробы газа (37). Накапливаемая в сосуде газожидкостного равновесия нефть выливается в мерные цилиндры, взвешиваемые на аналитических весах с погрешностью ±0.05 г, а сосуд отбора пробы газа также взвешивается на электронных весах с погрешностью ±0.05 г.

Методика проведения эксперимента по измерению растворимости СО₂ в нефти основана на использовании материального баланса по нефти и СО₂ в сосудах газожидкостного равновесия (36) и отбора пробы газа (37).

Материальный баланс по СО₂ в сосуде газожидкостного равновесия:

где $m_{{{\text{C}}{{{\text{O}}}_{{\text{2}}}}}}^{{{\text{н сб}}}}$ – количество СО₂ в сосуде газожидкостного равновесия; $\sum {{{m}_{p}}} $– масса СО₂, сливаемого из сосуда газожидкостного равновесия в резиновые колбы.

Материальный баланс по нефти в сосуде газожидкостного равновесия:

где $\sum {{{m}_{k}}} $ – масса нефти, сливаемой из сосуда сбора нефти в резиновые колбы, $\sum {{{m}_{{{\text{колб}}}}}} $ – масса нефти, выходящей вместе с СО₂ в резиновую колбу (определяется по массе резиновой колбы с нефтью после измерения массы СО₂ в резиновой колбе).

Материальный баланс по СО₂ в сосуде отбора пробы газа:

где $\sum {{{m}_{i}}} $ – сумма масс углекислого газа в резиновых колбах, определяемая весовым методом; $m_{{{\text{C}}{{{\text{O}}}_{2}}}}^{{{\text{ост}}}}$ – масса оставшегося в сосуде отбора пробы газа, определяемая по уравнению состояния идеального газа.

Материальный баланс по нефти в сосуде отбора пробы газа:

где $\sum {{{m}_{j}}} $ – масса нефти, сливаемой из сосуда отбора пробы газа в мерные цилиндры.

Растворимость углекислого газа в нефти и нефти в углекислом газе по уравнениям соответственно:

где ${{m}_{{{\text{C}}{{{\text{O}}}_{2}}}}}$ – масса диоксида углерода, находящегося в сосуде газожидкостного равновесия; m_н – масса нефти, находящегося в сосуде газожидкостного равновесия; ${{M}_{{{\text{C}}{{{\text{O}}}_{2}}}}}$ – молярная масса CO₂; M_н – молярная масса нефти; $m_{{\text{н}}}^{I}$ – масса нефти в сосуде отбора пробы газа; $m_{{{\text{C}}{{{\text{O}}}_{2}}}}^{I}$ – масса СО₂ в сосуде отбора пробы газа.

На экспериментальном стенде проведены пробные измерения растворимости СО₂ в керосине. Результаты пробных опытов приведены на рис. 3.

Полученные данные по растворимости диоксида углерода в углеводороде хорошо согласуются с литературными данными в пределах погрешности эксперимента, которая оценивается авторами не более 14.4%. Экспериментальные результаты описаны с использованием уравнения состояния Пенга–Робинсона, построены фазовые диаграммы системы “керосин–диоксид углерода” при различных температурах. Уравнение состояния Пенга–Робинсона позволяет описать растворимость СО₂ в углеводороде и углеводорода в СО₂ в интервале давлений до 30 МПа, температурах до 473 К.

Методика проведения исследований процесса вытеснения нефти диоксидом углерода в диапазоне давлений до 25 МПа, температур до 473 К заключается в следующем.

Подготовка эксперимента начинается с вывода экспериментальной установки на рабочий температурный режим. Контроль за постоянством температуры по длине кернодержателя ведется с помощью термопар, вводимых в поток через штуцер 5 (рис. 2), подключенных через переключатель типа ПМТ к цифровому милливольтметру В7-35. Температура углекислого газа, подаваемого в модель пласта, поддерживается постоянной с помощью криотермостата 22 (рис. 1).

Перед началом эксперимента насос высокого давления 10, служащий для закачки жидкого диоксида углерода в модель пласта, и обратный регулятор давления 36 настраиваются на рабочее давление опыта 7.5–14 МПа. До начала опытов вентили 24–34 закрыты.

Проведение эксперимента начинается с открытия вентилей 27, 33, 34, затем открываются вентили 26–32 и установка переводится в режим непрерывной фильтрации, в ходе которой происходит растворение углекислого газа в нефти, снижение ее вязкости и увеличение коэффициента объемного расширения.

При этом измеряются давление и температура по длине модели пласта с помощью образцовых манометров и хромель-алюмелевых термопар соответственно. После выхода из модели пласта смесь углеводорода с насыщенным газом попадает в сепаратор 20, затем через регулятор 36 поступает в систему газожидкостного равновесия VII и систему растворения нефти в газе VIII, в которых происходит измерение растворимости углекислого газа в углеводороде и углеводорода в углекислом газе.

В случае, если по условиям проведения эксперимента требуется выполнить только фильтрационные опыты, т.е. без измерения взаимной растворимости фаз, обратный регулятор давления отключается, а к выходу из модели пласта (1) подключаются термостатируемые дроссельные вентили, в которых происходит понижение давления и температуры газа до субкритических значений.

Для использования уравнений материального баланса выходящая из кернодержателя 1 смесь углеводорода с углекислым газом поступает в приемный баллон 5, устанавливаемый на электронные весы, и он взвешивается с погрешностью измерения ±50 г. Приемный баллон 5 при проведении экспериментов только по фильтрации подключается к экспериментальной установке вместо приемной емкости газов.

По окончании взвешивания СО₂, находящийся в баллоне, выпускается в атмосферу либо поступает на рецикл, и повторно взвешивается уже пустой приемный баллон. Для более точного определения массы диоксида углерода, находившегося в приемном баллоне, определяется масса газа, оставшегося в приемном баллоне после стравливания его по уравнению состояния идеального газа. Вытесняемая нефть накапливается в сосуде газожидкостного равновесия 35, откуда сливается в мерную мензурку для определения объема и массы.

По завершении эксперимента закрываются вентили 24–34, отключается термостатирование кернодержателя 1, останавливается криотермостат 22 и сбрасывается давление в модели пласта ослаблением одного из резьбовых соединений. На основании данных по расходу СО₂ во время проведения эксперимента, массе приемного баллона до и после проведения эксперимента, массе пористой среды (кварцевого песка), углеводорода и углекислого газа в кернодержателе составляется материальный баланс по углеводороду и углекислому газу.

Из материального баланса определяется коэффициент вытеснения нефти углекислым газом по уравнению:

где g₁ – исходная масса нефти в модели пласта нефти, g₂ – масса нефти в сосуде газожидкостного равновесия.

ПРОВЕДЕНИЕ ПРОБНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ДИОКСИДОМ УГЛЕРОДА

На экспериментальной установке проведены пробные опыты по определению зависимости η от объема нагнетаемого в пласт СО₂, на изотерме 32°С при давлении 5.5 МПа, пористости 36.4%, проницаемости пласта 530 мкм². Результаты пробных опытов представлены на рис. 4. Максимальное отклонение опытных данных, полученных в данной работе, от приведенных в работе [5] не превышает 12%. Наблюдаемое согласие указывает на надежность выбранной методики проведения эксперимента и корректность выбора модели нефти.

ВЫВОДЫ

1. Разработаны экспериментальный стенд и методики проведения исследования коэффициента растворимости газов в углеводородах различного назначения, позволяющие исследовать растворимость в интервале температур до 473 К, давлений до 25 МПа, проводить исследования процесса вытеснения нефти диоксидом углерода в интервале температур до 473 К, давлений до 25 МПа.

2. В работе проведены пробные измерения коэффициента растворимости СО₂ в углеводороде и коэффициента вытеснения нефти диоксидом углерода, рассчитаны погрешности измерения коэффициента растворимости СО₂ в углеводороде, которые показали надежность выбранных методик исследования и надежность получаемых результатов, а также описаны методы растворимости по уравнениям состояния систем “углеводород–углекислый газ” в диапазоне температур до 473 К, давлений до 25 МПа.

3. Разработанная методика измерения растворимости СО₂ в углеводороде и углеводорода в СО₂ в динамическом режиме фильтрации в пористой среде может быть применена в широких областях промышленности, в частности в энергетике и машиностроении для исследования изменения теплофизических и физико-химических свойств углеводородов.