溶气原油CO2溶解度实验与模型优选

黄德林; 熊小琴; 马启钊; 孙勇强; 王子薇

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2505355

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (18) :7665-7673 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2505355

石油、天然气工业

溶气原油CO₂溶解度实验与模型优选

黄德林 ¹ ,
熊小琴 ¹^,^* ,
马启钊 ² ,
孙勇强 ² ,
王子薇 ²

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Experiment on CO₂ Solubility in Dissolved-gas Crude Oil and Model Selection

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摘要

为了探究CO₂在溶气原油中的溶解度及其对油气集输系统的影响,以新疆油田八区530井区的原油为研究对象,利用自行设计搭建的恒压溶解反应釜装置,研究不同集输压力、温度、含水率对溶气原油溶解度的影响规律。结果表明:相同温度及含水率下,溶解度随压力升高而增大,压力大于2.5 MPa时增加19.44 m³/m³;相同压力及含水率下,溶解度随温度升高而下降;相同压力及温度下,溶解度随含水率增加呈先增后降趋势,在含水率20%~40%时达峰值;通过对比Standing、Glaso、Vasquez-Beggs模型预测精度,发现Standing模型拟合最优,适用于溶解度理论计算,该研究为集输系统优化提供了数据和理论支撑。

Abstract

To investigate the solubility of CO₂ in gas-dissolved crude oil and its effects on oil and gas gathering and transportation systems, this study focuses on crude oil from the Well Block 530 in District 8 of the Xinjiang Oilfield. Utilizing a self-designed and constructed constant-pressure dissolution reactor apparatus, the effects of different gathering pressures, temperatures, and water cuts on the solubility of CO₂ in the gas-saturated crude oil were studied. The results indicate that: under identical temperature and water cut conditions, solubility increases with rising pressure, showing an increase of 19.44 m³/m³ when pressure exceeds 2.5 MPa. Under identical pressure and water cut conditions, solubility decreases with increasing temperature. Under identical pressure and temperature conditions, solubility initially increases and then decreases with rising water cut, reaching a peak within the water cut range of 20% to 40%. By comparing the prediction accuracy of the Standing, Glaso, and Vasquez-Beggs models, the Standing model was found to provide the best fit and is suitable for theoretical solubility calculations. This study provides data and theoretical support for the optimization of gathering systems.

Graphical abstract

关键词

溶气原油 / 集输系统 / 溶解度 / 含水率 / 模型优选

Key words

dissolved-gas crude oil / gathering systems / solubility / water cut / model selection and optimization

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黄德林, 熊小琴, 马启钊, 孙勇强, 王子薇. 溶气原油CO₂溶解度实验与模型优选[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(18): 7665-7673 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2505355

HUANG De-lin, XIONG Xiao-qin, MA Qi-zhao, SUN Yong-qiang, WANG Zi-wei. Experiment on CO₂ Solubility in Dissolved-gas Crude Oil and Model Selection[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(18): 7665-7673 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2505355

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碳捕集、利用与封存技术(carbon capture, utilization and storage,CCUS)作为大规模减排CO₂的核心手段,在中国实现碳达峰碳中和的进程中具有关键地位^[1-2]。其中,通过CO₂驱替提高采收率(enhanced oil recovery,EOR)不仅能大幅提升原油采收率,还可有效减少CO₂排放,因而成为CCUS研究的热点之一^[3-5]。与传统的水驱相比,CO₂溶气原油是利用气体进入原油后,使原油体积膨胀,改变原油黏度特性,使黏度降低,使油水界面张力减弱等改变原油物理特性等方式提升驱油效率^[6-7]。但由于CO₂驱采出流体往往具有高气液比和腐蚀性等特点^[8]。二氧化碳驱注气会对会注气管柱造成局部腐蚀^[9],相比对油田管道、井筒的均匀腐蚀,二氧化碳的局部腐蚀生更大的危害^[10]。随着采出液后期二氧化碳驱含水率增加,可以采用井下油水分离技术提高采收率,但是含水率对溶解度的影响尚未清楚^[11],还会对溶气原油对原油物性和流体特性有影响,从而降低采收率研究溶气原油溶解度可以改良原油物性和流变特性,对油气集输管道安全高效运行具有重要意义。

在溶气原油的溶解度变化规律方面,中外学者对此已进行大量的研究。韩布兴等^[12]通过专用装置测定稠油中二氧化碳、氮气、甲烷的溶解度,以研究了温度和压力对溶气原溶解度的影响。薄启炜^[13]采用RUSKA高压相态实验装置,发现要实现CO₂-原油体系的混相需要60%摩尔分数的二氧化碳气体。李传宪等^[14]发现CO₂和CH₄按一定比例混合,可以提高驱油效率。薛海涛等^[15]实验发现CO₂在原油中溶解度约为CH₄的1倍多,并据此建立了溶气原油的溶解度计算模型。王春兰等^[16]针对集输环境建立了CO₂溶解度模型。文献[17 -20]先后提出了Lasater、Standing、Vasquez-Beggs及Glaso等溶解度计算模型,为理论研究提供了重要依据。现有研究发现随着温度压力增加,超临界二氧化碳会更容易进入轻质组分,提高轻质组扩散能力^[21]。然而,现有关于溶气原油的研究多集中于如何提高采收率^[22-23]和模型的建立,针对具体中低压工况下的气体溶解度问题仍有不足之处。

因此,现采用自行设计的恒压溶解反应装置,通过大量实验测量了不同集输压力、温度、含水率下CO₂溶解度的变化规律。聚焦于低压至中压(0.5~3.5 MPa)集输工况下的轻质原油(密度0.84~0.85 g/cm³),结合含水率(20%~60%)的多因素交互影响,揭示含水率对溶解度的非线性峰值效应(20%~40%达峰),而非单纯的温度-压力模型;通过实验数据对3种模型进行误差机理分析,揭示模型在不同压力区间的适用性差异,提供针对性优化建议;实验装置强调恒压稳压过程,优化闪蒸测量精度,适用于现场集输系统的参数模拟,实验数据来源于真实油田样本(新疆油田八区530井区)。研究过程中,根据实验测量得到的溶解度数据,分析温度、压力和含水率等不同因素对溶解度的影响。并基于实验结果对3种典型溶解度计算模型(Standing模型、Glaso模型、Vasquez-Beggs模型)进行比较,优选适用于实际工况的模型。以期为深入理解CO₂在原油中的溶解行为提供实验数据支撑,为油气集输系统的优化设计与运行管理提供理论依据和技术参考。

1 溶气(CO₂)原油溶解度研究

1.1 试样与仪器设备

为了解CO₂溶气原油溶解度的规律和溶解度计算模型的选取,为单双管集输系统优化提供理论数据,选择新疆油田八区530井区的典型井的原油作为研究对象,原油的基础物性表如表1所示,原油的密度在0.84~0.85 g/cm³,属于轻质原油。

使用自行设计搭建的恒压溶解反应釜装置,在实验室中制作溶解CO₂气体的原油,用该装置测量压力等级(0.5、1.5 、2.5 、3.5 MPa)、温度(20、25、30、40 ℃)和含水率(20%、40%、60%)等不同条件下的溶解度,实验装置图如图1所示,实验流程示意图如图2所示。

装置由高温高压注气泵(BTSP 250-10),活塞制备容器,闪蒸仪器,气液分离瓶,抽真空泵组成,活塞制备溶气容积75 mL,最高承压为70 MPa,连接高温高压注气泵,压缩CO₂并注入活塞制备容器,恒压水泵用于恒定溶气压力,闪蒸罐测量溶解的CO₂。还连接了抽真空泵抽装置内空气,压力计和体积计量计。

1.2 实验方法

采用恒压恒温方式。选用高纯度CO₂(纯度≥99.9%),每组实验重复3次,误差控制在±2%。前期,检查装置并连接各管线,确保密封完好,然后将30 mL原油置入活塞制备器,随后抽真空30 min去除杂质,然后往活塞容器注水稳压至0.5 MPa。

实验过程中注入CO₂气体35 mL到活塞容器,稳压形成溶气原油,恒温至30 ℃,然后连接闪蒸设备(控温精度±0.1 ℃)释放未溶解CO₂,记录气体体积变化相关的数据,计算溶解度,调整初始压力和温度,CO₂含量,重复实验,测量装置如图1所示,流程示意图如图2所示。直至所有实验测量得到结果后结束实验。

1.3 溶解度计算方法

溶解度计算通过溶解前后气体体积差计算得到。实验首先在大气压P₁条件下得到注入的活塞容器的进气量V_进,并换算成标况,如式(1)所示,然后记录活塞容器的温度T₁,排出活塞容器气顶的体积V_排,记录此时活塞容器的温度T₂,实验压力为P₂。

(1)

${\mathit{V}}_{\mathrm{标}\mathrm{况}}=\frac{22.4\mathit{P}\mathit{V}}{\mathit{R}\mathit{T}}$

(2)

${\mathit{R}}_{\mathrm{s}}=\frac{{\mathit{V}}_{1}-{\mathit{V}}_{2}}{{\mathit{V}}_{0}}$

式中:R_s为溶气原油溶解度,mL/mL;P为压强,MPa;R为气体常数,8 314 Pa·L/(mol·K);T为实验温度,℃; V_标况为20 ℃、0.101 325 MPa下的体积;V₀为原油初始体积,mL;V₁为注入前气体体积,mL;V₂为注入后气体体积,mL。

由式(1)和式(2)得到溶解度的计算公式,即

(3)

${\mathit{R}}_{\mathrm{s}}=\frac{\frac{22.4{\mathit{P}}_{1}{\mathit{V}}_{\mathrm{进}}}{\mathit{R}{\mathit{T}}_{1}}-\frac{22.4{\mathit{P}}_{2}{\mathit{V}}_{\mathrm{排}}}{\mathit{R}{\mathit{T}}_{2}}}{{\mathit{V}}_{0}}$

2 结果与讨论

2.1 CO₂溶气原油溶解度实验结果分析

根据实验装置的测量得到实验的基础数据,由式(3)计算得到CO₂在原油中的溶解度,以八区530的1#井区原油的溶解度曲线为例,分析CO₂在原油中的溶解度规律,如图3~图5所示。

从图3可以看出,溶气原油溶解度在不同含水、不同温度下,随溶气压力的增加,CO₂在原油中的溶解度显著上升,在0.2~2.5 MPa压力范围内,平均每增加1 MPa,溶解度增加2.54~6.05 m³/m³,而当压力超过2.5 MPa,溶解度的增幅明显增大,平均每增加1 MPa,溶解度提升19.44 m³/m³。

从图4可以看出,溶气原油溶解度在不同含水率,不同压力下,随着溶气温度的升高而呈现下降趋势,但变化幅度趋较平缓。

从图5可以看出,在不同温度,不同压力下,溶气原油的溶解度随含水率增加表现出先增加后降低并最终趋于平稳的趋势,含水率在20%~40%范围内溶解度达到最大值。

这实验现象表明,温度、压力和含水率三者同时相互作用溶气原油的溶解度对产生影响,而含水率的变化对溶解度影响存在一个最大值,此含水率下对溶解度的影响最大。

在油气集输的压力范围内,气体是原油中的挥发性溶质,气体的压力体现为溶质的蒸汽压,因此可以用亨利定律描述实验现象。根据亨利定律^[24],当压力不变,温度升高使气体分子在原油中的运动加剧,其挥发性增加,导致亨利系数增大,从而使得溶解度降低;当温度不变时,溶解度与压力呈正相关关系,压力升高会使气体在原油中的溶解度显著提高^[16]。此外,CO₂溶于水,含水率的增加会导致溶解度增加,然而,当含水率增加到一定程度时,水中的溶解的CO₂达到饱和,无法进一步溶解,此时含水增加对原油的稀释作用开始占主导地位,导致溶解度下降并趋于平稳。

根据实验试样2#原油的实验数据分析得出了相似的规律,进一步验证了上述结论的普适性。

2.2 CO₂溶解度计算模型优选

根据文献[25],选用Standing模型、Glaso模型、Vasquez&Beggs模型进行计算,3种模型的具体表达式如表2所示,得到不同模型的结果于实验数据下拟合性和相对误差如图6和图7所示。将模型计算结果与实验结果对比,如表3和表4所示。

从图6和图7可以看出,Standing模型的相对误差随压力增加而逐渐减小,相比其他模型,在高压区(>2.5 MPa)表现最佳(误差<20%),这可能源于Standing模型基于高饱和压力下的美国油藏数据,其经验公式更适合高压下气体压缩和溶解的非线性行为^[18];但在低压区(0.5~1.5 MPa)误差较大(最高101%),原因在于模型假设了理想气体行为,而低压下轻质原油的挥发分干扰更显著,导致预测偏差。相比之下,Glaso模型在不同压力条件下的相对误差都大于其他两个模型,且在低压(0.5 MPa)条件下误差值十分大,其预测精度在高压条件下较为稳定,该模型考虑了更多温度-密度交互,但对本研究轻质原油的低压适应性一般^[20]。Vasquez-Beggs模型的相对误差在所有压力条件下均展现出较高的精度和稳定性,这得益于其基于全球多样油样(包括轻质原油)的广义相关性,引入了API重度和气体密度参数,使其在全压力范围更稳健^[19]。误差产生的原因主要与各模型的建立背景相关:Standing模型针对特定油藏类型(高泡点压力),在高压下更好捕捉分子间力;Vasquez-Beggs模型通过分段参数(<0.876 vs. >0.876)增强了普适性,对所研究轻质原油(约30°API~35°API,推测)更稳定。工程上,低压工况同样重要,若追求全压力范围的稳健预测,Vasquez-Beggs模型是更优的选择;若重点关注高压工况(如深井或高压集输),Standing模型可作为简化选择。综合实际工况(集输压力0.5~3.5 MPa)和整体拟合度,尽管Standing模型在低压下误差较大,但其在高压区的优越性和计算简便性,使其适合所研究的理论计算;然而,为提升精度,建议在低压区结合Vasquez-Beggs模型进行修正。

3 结论

采用自行设计与搭建的室内溶解度测量装置,研究了温度、压力、含水率等外界条件对CO₂在原油中溶解度的影响规律,在此基础上,选取了3种典型的溶解度计算模型计算溶解度,并比较模型计算结果与实验数据的相对误差,得到最适合现场应用的计算模型,得到以下结论。

(1)在油气集输的条件下,溶气原油溶解度随压力增加而升高;在相同压力和含水率条件下,溶解度随温度升高而下降;在相同压力和温度条件下,溶解度随含水率增加呈现先增加后降低并最终趋于平稳的趋势,含水率在20%~40%范围内溶解度最大。含水的增加提高了原油溶解度,但当水占主导时,溶解度出现下降并趋于稳定。

(2)通过对Standing模型、Glaso模型以及Vasquez-Beggs模型的计算结果与实验结果的对比分析,发现Vasquez-Beggs模型在全压力范围内的稳定性最佳,适用于追求全面稳健预测的工况;Standing模型在高压区拟合效果优异,适合高压主导的理论计算和实际应用,但低压区误差较大需结合修正;Glaso模型在高压下表现稳定,但误差较大,低压我误差十分大。模型差异主要源于其建立背景、参数假设和针对油藏类型的差异(如Standing针对高泡点油藏,Vasquez-Beggs更普适)。建议根据具体压力区间和工况需求选择模型,例如,低压区优先Vasquez-Beggs,高压区可选用Standing,以实现更精确的溶解度预测。

参考文献

原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

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