Measurement of the Rheology of Crude Oil in Equilibrium with CO2 at Reservoir Conditions

Ruien Hu; John Crawshaw

doi:10.3791/55749

JoVE Journal > Environment

Please note that all translations are automatically generated. Click here for the English version.

Environnement

Измерение реологии сырой нефти в равновесии с CO 2 В условиях водохранилища

Published: June 06, 2017

doi:

10.3791/55749

Ruien Hu¹, John Crawshaw¹

¹Chemical Engineering Department,Imperial College London, Qatar Carbonate and Carbon Storage Research Centre

Summary

Представлен метод измерения реологии сырой нефти в равновесии с диоксидом углерода в условиях пласта.

Abstract

Описана реометрическая система для измерения реологии сырой нефти в равновесии с двуокисью углерода (СО ₂ ) при высоких температурах и давлениях. Система содержит реометр высокого давления, который соединен с циркуляционным контуром. Реометр имеет вращательную проточную измерительную ячейку с двумя альтернативными геометриями: коаксиальный цилиндр и двойной зазор. Циркуляционный контур содержит миксер, чтобы довести образец сырой нефти до равновесия с CO ₂ и шестеренчатый насос, который транспортирует смесь из смесителя в реометр и перерабатывает обратно в смеситель. CO ₂ и сырое масло доводят до равновесия при перемешивании и циркуляции, а реология насыщенной смеси измеряется реометром. Система используется для измерения реологических свойств сырой нефти Zuata (и ее разбавления толуолом) в равновесии с CO ₂ при повышенных давлениях до 220 бар и температуре 50 ° C. Результаты показывают, что tА также добавление CO ₂ значительно изменяет реологию масла, первоначально уменьшая вязкость при увеличении давления CO ₂ и затем увеличивая вязкость выше порогового давления. Наблюдается также изменение ньютоновского отклика сырой нефти с добавлением CO ₂ .

Introduction

В большинстве литературы по физическим свойствам смесей СО ₂ и сырого масла вязкость измеряется с помощью вискозиметра, что означает, что измерение производится с постоянной скоростью сдвига или сдвиговым напряжением. В этих исследованиях вязкость смеси CO ₂ и сырой нефти исследуется простым способом: в центре внимания находятся соотношения между вязкостью и другими параметрами, такими как температура, давление и концентрация CO ₂ . Ключевое допущение, сделанное в этих исследованиях, но редко упоминается явно, заключается в том, что CO ₂ и смесь сырого масла ведут себя как ньютоновская жидкость. Однако хорошо известно, что некоторые сырые масла, особенно тяжелая нефть, могут демонстрировать неньютоновское поведение при определенных условиях ¹ ^, ² ^, ³ ^, ⁴ . Поэтому, чтобы полностью понять эффект СО ₂ , вязкость СО ₂ И смесь сырой нефти следует изучать как функцию скорости сдвига или напряжения.

Насколько нам известно, только исследование Behzadfar et al . Сообщает вязкость тяжелой нефти с добавлением CO ₂ при разных скоростях сдвига с использованием реометра ⁵ . При измерении Behzadfar и др . Смешивание между CO ₂ и сырой нефтью достигается за счет вращения внутреннего цилиндра геометрии коаксиального цилиндра – очень медленного процесса. Кроме того, в литературе сообщалось о влиянии растворения СО ₂ на реологию полимерных расплавов, что могло бы пролить свет на изучение тяжелых смесей сырой нефти и СО ₂ . Royer et al . Измерять вязкость трех коммерческих полимерных расплавов при различных давлениях, температурах и концентрациях CO ₂ , используя реометр ^{6 для} экструзионного разрезания высокого давления. Затем они анализируют данные через свободный объем Теории. Другие аналогичные исследования можно найти в Gerhardt et al . ⁷ и Lee et al . ⁸ . Наш метод, где смешивание выполняется во внешнем смесителе и измерение реологии в геометрии коаксиального цилиндра, позволяет более тщательно измерить реологию смеси CO ₂ и сырой нефти.

Система циркуляции, которую мы разработали, содержит четыре единицы: шприцевой насос, смеситель, шестеренчатый насос и реометр, как показано на рисунке 1 и рисунке 2 . Мешалку помещают на дно смесителя и магнитно соединяют с набором вращающихся магнитов. Перемешивание используется для улучшения смешивания между CO ₂ и сырой нефтью в смесителе, ускоряя приближение к равновесию между фазами. Масляную масляную фазу CO ₂ отводили из нижней части смесителя с помощью погружной трубки и циркулировали через измерительную систему.

Nt "> Вязкость измеряется ячейкой высокого давления, установленной на реометре. Существуют два типа ячеек давления: один – с геометрией коаксиального цилиндра, который предназначен для измерения вязкой жидкости, а другой – с Геометрия двойного зазора для применения с низкой вязкостью.

Рисунок 1: Схема системы циркуляции с ячейкой давления геометрии коаксиального цилиндра. Синяя линия представляет собой поток CO ₂ , а черная линия представляет собой смеси сырой нефти. Перепечатано с разрешения Ху и др. ¹⁴ . Copyright 2016 Американское химическое общество. Нажмите здесь, чтобы просмотреть увеличенную версию этого рисунка.

E 2 "class =" xfigimg "src =" / files / ftp_upload / 55749 / 55749fig2.jpg "/>
Рисунок 2: Схема системы циркуляции с ячейкой давления с двойной зазором. Синяя линия представляет собой поток CO ₂ , а черная линия представляет собой смеси сырой нефти. Нажмите здесь, чтобы просмотреть увеличенную версию этого рисунка.

Рисунок 3: Коаксиальная ячейка давления геометрии цилиндра. Нажмите здесь, чтобы просмотреть увеличенную версию этого рисунка.

Коаксиальная ячейка для измерения геометрии коаксиального цилиндра ( рис. 3 ) имеет зазор 0,5 мм между внутренним и внешним цилиндрами, что приводит к объему образца 18мл. Внутренний цилиндр магнитно соединен с вращающейся чашей, которая прикреплена к реометровому шпинделю. В верхней и нижней частях внутреннего цилиндра находятся два сапфировых подшипника, которые непосредственно контактируют с осью вращения внутреннего цилиндра. Поскольку сапфировые подшипники подвергаются воздействию образца по конструкции, трение подшипника может изменяться в зависимости от смазочных свойств образца.

Рисунок 4: Ячейка давления геометрии с двойным зазором. Нажмите здесь, чтобы просмотреть увеличенную версию этого рисунка.

С другой стороны, ячейка с двойным зазором содержит цилиндрический ротор в геометрии с двойным зазором, как показано на рисунке 4 . Установлен измерительный цилиндрНа напорной головке через два шариковых подшипника и магнитно соединены с вращающейся чашечкой, которая соединена с реометровым шпинделем. Шариковые подшипники расположены внутри напорной головки и не соприкасаются с образцом, который впрыскивается в измерительный зазор и переливается в углубление в статоре, из которого он возвращается в емкость для смешивания.

В типичном эксперименте образец сырой нефти сначала загружают в смеситель. После заливки всей системы сырой нефтью оставшийся объем в системе вакуумируется с помощью вакуумного насоса. Затем CO ₂ вводится в смеситель через шприцевой насос, и система доводится до требуемой температуры и давления. Давление в системе контролируется через фазу СО ₂ шприцевым насосом. Когда давление стабилизируется, мешалка включается для смешивания CO ₂ и сырой нефти внутри смесителя. Затем шестеренчатый насос включается, чтобы снять масляную фазу сМиксер, заполните реометр и снова загрузите жидкость обратно в смеситель. Поэтому смешивание между CO ₂ и сырой нефтью осуществляют путем одновременного перемешивания в смесителе и циркуляции в петле. Состояние равновесия контролируется периодическим измерением как объема в шприцевом насосе, так и вязкости смеси. Когда нет изменений (≤4%) как в объеме, так и в вязкости, равновесие подтверждается. На этом этапе шестеренчатый насос и мешалка выключаются, приостанавливая поток через измерительную ячейку и проводят измерение реологии.

Protocol

Примечание. Поскольку эксперимент работает при высоких температурах и давлении, безопасность имеет первостепенное значение. Система защищена от избыточного давления программным ограничением на контроллере шприцевого насоса и разрывных дисках в смесителе и между шестеренчатым насосом и реометром (см . Рис. 1 и рис. 2 ). Кроме того, перед каждым экспериментом рекомендуется выполнять регулярную проверку утечки. Также рекомендуется выполнить проверку трения геометрии давления, чтобы убедиться, что реометр работает хорошо 9 , 10 . 1. Подготовка образца сырой нефти ПРИМЕЧАНИЕ. Используйте образец сырой нефти Zuata, полученный. В следующей таблице приведены основные физические свойства сырой нефти Zuata. Characteristics Стоимость Гравитация API 9,28 Коэффициент барреля (баррель / т) 6,27 Общая сера (% мас.) 3,35 Давление паров рида (кПа) 1 Температура застывания (° C) 24 Существующий контент H 2 S (ppm) – Потенциальное содержание H 2 S (ч / млн) 115 Потенциальное содержание HCl (ч / млн) – Calc. Гросс-Каль. Значение (кДж / кг) 41855 Таблица 1: Физические свойства сырой нефти Zuata. Добавляют 128,57 г толуола к 300 г сырой нефти Цута для получения разбавления с 70 мас.% Сырой нефти Зуата и 30 мас.% Толуола. Разогреть смесь при комнатной температуре в течение 3 часов, 2. Загрузка образца сырой нефти в смеситель Отключите миксер от системы и откройте его. Поместите мешалку в нижнюю часть смесителя. Загрузите 200 мл образца сырой нефти в смеситель. После затяжки всех винтов подключите микшер к системе. 3. Грунтовка всей системы с образцом сырой нефти Направьте систему с ячейкой давления геометрии коаксиального цилиндра. ПРИМЕЧАНИЕ. Пожалуйста, обратитесь к рис. 1, чтобы найти клапан. Закройте датчик давления реометра, затянув напорную головку 9 . Установите чашу вращения на шпиндель реометра. Отрегулируйте его в положение измерения 9 . Закройте клапаны A, D, E, F, G и H. Откройте клапан C. Откройте азотный цилиндр. Ввести сжатый газ в смеситель, открыв клапаны H и E. Когда газ достигнет смесителя, Закрыть клапан Н и газовый баллон. Открытый клапан А. Сжатый газ будет толкать образец сырой нефти в циркуляционный контур через всасывающую трубку. Когда образец сырой нефти капает вниз с клапана C на фиг. 1 , всю систему загружают образец сырой нефти. Откройте клапан F, чтобы освободить оставшийся газ. Закройте клапан C и откройте клапан D. Включите шестеренчатый насос, чтобы некоторое время циркулировать жидкость. В зависимости от вязкости образца сырой нефти это может занять от 1 до 5 часов. ПРИМЕЧАНИЕ. Давление сжатого азота, вводимого в смеситель, зависит от вязкости образца сырой нефти. Если вязкость образца сырой нефти превышает 5 Па · с, давление сжатого газа может быть больше 15 бар. Направьте систему на ячейку давления геометрии с двойным зазором. ПРИМЕЧАНИЕ. См. Рисунок 2, чтобы найти клапан. Удалить tЕго напорной головкой и измерительным цилиндром ячейки давления. Закройте клапаны A, D, E, F, G, H и I. Откройте клапан C. Откройте азотный цилиндр. Вставьте сжатый газ в смеситель, открыв клапаны H и E. Когда газ достигнет смесителя, закройте клапан H и газовый баллон. Открытый клапан А. Сжатый газ будет толкать образец сырой нефти в циркуляционный контур через всасывающую трубку. Когда образец сырой нефти просто погрузит внутреннюю часть геометрии двойного зазора, откройте клапан F, чтобы высвободить давление в смесителе. Включите шестеренчатый насос. Осторожно отрегулируйте скорость вращения зубчатого насоса. Убедитесь, что расход на входе в ячейку давления, определяемый шестеренчатым насосом, меньше или равен скорости потока на выходе из ячейки давления, которая определяется силой тяжести. Когда обнаружена разумная скорость вращения шестеренчатого насоса и образец сырой нефти капает вниз с клапана C, вся система загружается маслом. TВыключите шестеренчатый насос. Установите измерительный цилиндр и напорную головку на ячейку давления 10 . Закройте клапан C и откройте клапан D. Включите шестеренчатый насос для циркуляции жидкости. ПРИМЕЧАНИЕ. Если образец сырой нефти имеет вязкость, подобную воде, сжатого газа с давлением от 3 до 4 бар достаточно. 4. Эвакуация оставшегося объема в системе Закройте клапаны A и D на рисунке 1 или рисунке 2 . Подсоедините вакуумный насос к клапану F. Включите вакуумный насос в течение 15 мин. Закройте клапан F, а затем выключите вакуумный насос. 5. Представление CO 2 в смесителе С ячейкой для измерения давления в коаксиальном цилиндре Откройте клапан G и цилиндр CO 2 на рисунке 1 . Откройте клапан D на рисунке 1 . </ li> После того, как CO 2 заполнит оставшееся пространство в системе, закройте клапан G и цилиндр CO 2 , чтобы предотвратить обратный поток CO 2 в цилиндр. С ячейкой давления с двойной зазором Откройте клапан G и цилиндр CO 2 на рисунке 2 . Откройте клапан D и I на рисунке 2 . После того, как CO 2 заполнит оставшееся пространство в системе, закройте клапан G и цилиндр CO 2 , чтобы предотвратить обратный поток CO 2 в цилиндр. 6. Установка температуры и давления Введите требуемое значение температуры в микшер и реометр. Введите требуемое значение температуры в систему отопления сети трубопроводов. Введите требуемое значение давления в шприцевой насос. Подождите, пока температура и давление не стабилизируются. Jove_title "> 7. Включение мешалки и шестеренного насоса Откройте клапаны в нижнем и верхнем положениях шестеренчатого насоса. 8. Контроль объема в смесителе и вязкости смеси Записывайте показания объема в шприцевом насосе каждые 6 часов. Через каждые 6 часов выключите мешалку и шестеренчатый насос. Измерьте вязкость смеси через реометр. Измерение вязкости начинается с 5-минутного времени осаждения, а затем измеряет вязкость при постоянной скорости сдвига 10 с -1 . Когда значения объема и вязкости показывают значительные различия (> 4%) между двумя последующими измерениями, снова включите шестеренчатый насос и мешалку, чтобы продолжить перемешивание. Когда измерения объема и вязкости не показывают изменений в значениях (≤ 4%), подтверждается равновесие между образцом CO 2 и сырой нефтью. Выключите шестеренчатый насос и мешалку для измерения реологии. ЗАМЕТКА:Период смешивания может продолжаться от 1 до 2 дней, в зависимости от вязкости образца сырой нефти. 9. Выполнение измерения реологии С коаксиальной цилиндрической ячейкой давления 9 Закройте клапаны A и D на рисунке 1 для измерения реологии. Предварительно сдвинуть смесь при скорости сдвига 10 с -1 в течение 0,5 мин. Оставить смесь в течение 1 мин. Измерьте вязкость смеси при скорости сдвига от 500 с -1 до 10 с -1 . При каждой скорости сдвига время регулировки скорости сдвига составляет 0,2 мин. Длительность измерения на каждой стадии скорости сдвига логарифмически увеличивается с 0,5 мин до 1 мин, исключая время регулировки скорости сдвига. С ячейкой 10 с двойным зазором Закройте клапаны A и D на рисунке 2 для измерения реологии. Предварительно сдвигСмесь при скорости сдвига 10 с -1 в течение 0,5 мин. Оставить смесь в течение 1 мин. Измерьте вязкость смеси при скорости сдвига от 250 с -1 до 10 с -1 . При каждой скорости сдвига время регулировки скорости сдвига составляет 0,2 мин. Длительность измерения на каждой стадии скорости сдвига логарифмически увеличивается с 0,5 мин до 1 мин, исключая время регулировки скорости сдвига. 10. Увеличение давления до следующего требуемого значения С коаксиальной цилиндрической ячейкой давления Закройте клапан E на рисунке 1 . Внесите больше СО 2 в шприцевой насос, открыв клапан G и цилиндр CO 2 . Закройте клапан G и цилиндр CO 2 . Откройте клапан E, чтобы добавить больше CO 2 в смеситель. Если давление меньше требуемого значения, повторите, чтобы ввести больше CO 2 . Введите новое заданное давление poInt в шприцевой насос. Подождите, пока давление стабилизируется. С ячейкой давления геометрии с двойным зазором Закройте клапаны E и I на рисунке 2 . Внесите больше СО 2 в шприцевой насос, открыв клапан G и цилиндр CO 2 . Закройте клапан G и цилиндр CO 2 . Откройте клапаны E и I, чтобы добавить больше CO 2 в смеситель. Если давление меньше требуемого значения, повторите шаг, чтобы ввести больше CO 2 . Введите новое заданное значение давления в шприцевой насос. Подождите, пока давление стабилизируется. ПРИМЕЧАНИЕ. Повторите шаги с 7 по 10 для измерения реологии при более высоких давлениях.

Representative Results

Измерение реологии сырой нефти Zuata и ее насыщенной смеси CO 2 при температуре 50 ° C с использованием ячейки давления соосной камеры с коаксиальным цилиндром показано на рис. 5 и рис. 6 . На рисунке 5 показано измерение от окружающей среды до 100 бар, а на рисунке 6 показано измерение от 120 до 220 бар. Кроме того, на фиг.7 показана относительная вязкость, которая представляет собой отношение вязкости при заданной скорости сдвига к вязкости при самой низкой скорости сдвига. Пунктирные линии на рисунке 7 представляют собой максимальную погрешность измерения, вызванную трением подшипников геометрии. Измерение реологии при 50 ° C разбавленной сырой нефти Zuata, используя ячейку давления с двойной зазором, представляет собой iПоказаны на рис. 8 и 9 , а на рисунке 10 показана относительная вязкость при давлении до 70 бар. Кроме того, на рисунке 10 показано, что разбавленная сырая нефть при атмосферном давлении ведет себя как ньютоновская жидкость. Однако, когда давление СО 2 составляет от 30 бар до 60 бар, наблюдается эффект прореживания сдвига. При давлении CO 2 выше 60 бар, прореживание сдвига исчезает, и смесь снова ведет себя как ньютоновская жидкость. Из рисунка 5 и 6 видно, что растворение СО 2 значительно снижает вязкость сырой нефти до 100 бар. Когда давление CO 2 превышает 100 бар, вязкость масляной смеси увеличивается с увеличением давления CO 2 , но при гораздо более низкой скорости. <pРисунок 7 показывает, что сырая нефть Zuata демонстрирует эффект прореживания сдвига без добавления CO 2 . Когда CO 2 растворяется в сырой нефти, эффект ослабления сдвига ослабляется, учитывая, что кривые при более высоких давлениях CO 2 более плоские. При давлениях СО 2 выше 40 бар изменение вязкости со скоростью сдвига находится в диапазоне погрешности измерения, поэтому смесь можно считать ньютоновской. Растворение CO 2 ослабляет и в конечном итоге устраняет эффект разжижения сдвига сырой нефти Zuata. Это указывает на то, что молекула СО 2 , растворенная в сырой нефти, может в конечном итоге разрушить связывающую сеть, генерируемую макромолекулами в сырой нефти, например асфальтенов. Что касается разбавленной сырой нефти, как показано на фиг.8 , то CO 2 adЗначительно снижает вязкость масляной смеси до минимума при 70 бар. Поскольку давление CO 2 увеличивается выше 70 бар ( рис. 9 ), более высокое давление CO 2 вызывает увеличение вязкости масла. Согласно исследованию Seifried et al . 11 , как в исходной, так и в разбавленной сырой нефти Zuata, осаждение асфальтенов происходит при давлениях СО 2 выше 80 бар. Однако в наших реологических экспериментах, когда давление выше 80 бар, смесь сырого масла / СО 2 ведет себя как ньютоновская жидкость. Это означает, что осаждение асфальтенов не изменяет реологических свойств этой смеси. Реологические результаты для разбавленной сырой нефти также интересны: в этом случае растворение СО 2 приводит к неньютоновскому поведению, которое только приложениеУшей в определенном диапазоне давления CO 2 . Здесь даются две спекуляции для эффекта прореживания сдвига, вызванного добавлением CO 2 . Первая предпосылка заключается в том, что неньютоновское поведение вызвано мицеллами, образованными молекулами асфальтенов при растворении СО 2 . CO 2, растворенный в сырой нефти, может снизить критическую концентрацию мицелл (CMC) системы за счет ее действия на структуру агрегатов асфальтенов, что может привести к большему взаимодействию между мицеллами 12 . При давлениях от 30 до 60 бар расстояние между асфальтеновыми мицеллами может находиться в пределах эффективного диапазона силы притяжения Ван-дер-Ваальса 13 . Таким образом, ассоциация сети формируется среди мицелл и вызывает эффект прореживания сдвига. Однако, когда давление выше 60 бар, влияние CO 2 на растворитель или молекулы без асфальтенов является доминирующимЧто приводит к увеличению КМЦ. Следовательно, мицеллы асфальтенов дестабилизированы, и, следовательно, ассоциативная сеть исчезает. Второе предположение основано на точке зрения фазового поведения. При давлениях CO 2 между 30 и 60 бар могла быть создана жидкая фаза, обогащенная CO 2 , что делает смесь в виде системы жидкость-жидкость-пар (LLV). Эмульсия этих двух жидкостей может быть образована путем смешивания путем перемешивания и циркуляции из-за аналогичной плотности двух жидких фаз. В качестве дисперсной фазы эмульсии жидкая фаза, обогащенная CO 2, может быть стабилизирована асфальтеном в сырой нефти. Эта эмульсия демонстрирует неньютоновское поведение, поскольку дисперсная фаза порождает ассоциирующую сеть. Однако, когда большее количество СО 2 растворяется в масляной смеси при давлении выше 60 бар, две жидкие фазы снова смешиваются. Результатом является Система жидкого пара (LV), состоящая из богатой сырой нефтью жидкости в равновесии с CO 2 богатым паром, а жидкая фаза, богатая сырой нефтью, ведет себя как ньютоновская жидкость. Рисунок 5. Измерение вязкости для сырой нефти Zuata с CO 2 при 50 ° C и различных скоростях сдвига. , Нижний предел скорости сдвига; , Окружающая среда; , 20 бар; , 40 бар; , 60 бар; , 80 бар; Ftp_upload / 55749 / 55749_dGreenDot.jpg "/>, 100 бар. Перепечатано с разрешения Ху и др. 15. Copyright 2016 American Chemical Society. Нажмите здесь, чтобы просмотреть увеличенную версию этого рисунка. Рисунок 6. Измерение вязкости для сырой нефти Zuata с CO 2 при 50 ° C и различных скоростей сдвига. , Нижний предел скорости сдвига; , 120 бар; , 140 бар; , 160 бар;5749 / 55749_orangeDot.jpg "/>, 180 бар; , 200 бар; , 220 бар. Перепечатано с разрешения Ху и др. 15 . Copyright 2016 Американское химическое общество. Нажмите здесь, чтобы просмотреть увеличенную версию этого рисунка. Рисунок 7. Относительная вязкость сырой нефти Zuata с CO 2 при 50 ° C и различные скорости сдвига. – – – диапазон колебаний измерения; , давление внешней среды; , 20 бар; <img alt="Уравнение" src = "/ files / ftp_upload / 55749 / 55749_orangeDot.jpg" />, 40 бар; , 60 бар; , 80 бар; , 100 бар; , 120 бар; , 140 бар; , 160 бар; , 180 бар; , 220 бар. Перепечатано с разрешения Ху и др. 15 . Copyright 2016 Американское химическое общество. Нажмите здесь, чтобы просмотреть увеличенную версию этого рисунка. E_content "fo: keep-together.within-page =" 1 "> Рисунок 8. Измерение вязкости для разбавленной сырой нефти с CO 2 при 50 ° C и различных скоростях сдвига. , Нижний предел скорости сдвига; , 1 бар; , 10 бар; , 20 бар; , 30 бар; , 40 бар; , 50 бар; , 60 бар;D / 55749 / 55749_purpleDiamond.jpg "/>, 70 бар. Нажмите здесь, чтобы просмотреть увеличенную версию этого рисунка. Рисунок 9. Измерение вязкости для разбавленной сырой нефти с CO 2 при 50 ° C и различных скоростях сдвига. , Нижний предел скорости сдвига; , 80 бар; , 100 бар; , 120 бар; , 140 бар; , 160 бар; <img alt="Уравнение" src = "/ files / ftp_upload / 55749 / 55749_lBlueX.jpg" />, 180 бар; , 200 бар; , 220 бар. Нажмите здесь, чтобы просмотреть увеличенную версию этого рисунка. Рисунок 10. Относительная вязкость для разбавленной сырой нефти с CO 2 при 50 ° C и различные скорости сдвига. – – – диапазон колебаний измерения; , 1 бар; , 10 бар; , 20 бар;Tp_upload / 55749 / 55749_lGreenDiamond.jpg "/>, 30 бар; , 40 бар; , 50 бар; , 60 бар; , 70 бар. Нажмите здесь, чтобы просмотреть увеличенную версию этого рисунка.

Discussion

Для операции важны два шага. Первый – грунтование всей системы образцом сырой нефти. Заполняя систему образцом сырой нефти, шестеренчатый насос может быть хорошо смазан образцом масла, и любые блокировки в циркуляционном контуре могут быть легко идентифицированы. Таким образом, зубчатый насос может быть поврежден. Второй критический этап – периодический контроль вязкости смеси для подтверждения равновесия между CO ₂ и сырой нефтью. Учитывая, что для достижения равновесия между CO ₂ и вязкой тяжелой сырой нефтью ¹⁶ требуется значительное количество времени, проведение слишком раннего измерения реологии приведет к недооценке влияния добавления CO ₂ на вязкость масла. Поэтому, только когда измеренная вязкость достигает постоянного значения (менее 4% изменения), можно считать смесь в равновесии с CO ₂ .

Только текущая измерительная системаПозволяет проводить реологические измерения насыщенной смеси CO ₂ . Для измерения недонасыщенных смесей в поток СО ₂ можно вводить восходящий сосуд. Сначала CO ₂ вводится в верхнюю емкость, а затем изолируется от источника, так что количество CO ₂ может контролироваться объемом и давлением в верхнем резервуаре. Общее давление системы в этом случае будет контролироваться инертным газом, таким как гелий. Kariznovi et al . Обеспечивает хороший обзор устройства, используемого для измерения физических свойств смеси CO ₂ и тяжелой сырой нефти ¹⁷ . Модификации могут относиться к системам, которые были рассмотрены в их документе.

Следует отметить, что описанная здесь система может измерять реологию любых газожидкостных смесей; Поэтому его применение не ограничивается сырой нефтью. Например, его можно использовать для измерения эффекта CO ₂ на rhЭология пикеринговых эмульсий ¹⁸ ^, ¹⁹ и газодинамическая пластификация ⁶ . Путем введения устройства измерения электропроводности в ячейку давления реометра можно было также изучить влияние растворения газа на индуцированную сдвигом фазу инверсию эмульсий ²⁰ ^, ²¹ ^, ²² ^, ²³ .

Divulgations

The authors have nothing to disclose.

Acknowledgements

Авторы с благодарностью отмечают финансирование со стороны Катарского научно-исследовательского центра по карбонатам и углеродному хранению (QCCSRC), совместно предоставляемого Катаром Петролеум, Shell и Катарским научно-технологическим парком. Авторы благодарят Франса ван ден Берга (Shell Global Solutions, Амстердам, Нидерланды) за предоставление образца сырой нефти.

Materials

Heavy Crude Oil	Shell	N/A	Produced from the Zuata oil flied. Used without further treatment
Toluene	Sigma-Aldrich	244511-2L	Anhydrous, 99.8%. Used without further treatment
CO₂	BOC	111304-F	CP Grade. Used without further treatment
Name	Company	Catalog Number	Comments
Syringe Pump	Teledyne ISCO	65D
Mixer	Parr Instruments	4651	Vessel volume 250 ml. Mounted on a series 4923EE bench-top heater
Gear Pump 1	Polymer Systems Inc.	CIP-12/1.5	Used with CC29/Pr pressure cell for high viscosity fluids.
Gear Pump 2	Micropump	GAH X21	Used with DG35.12/Pr pressure cell for low viscosity fluids.
Rheometer	Anton Paar	MCR301
Pressure cell 1	Anton Paar	CC29/Pr	With flow-through configuration. Used for high viscosity fluids. Coaxial cylinder geometry
Pressure cell 2	Anton Paar	DG35.12/Pr	With flow-through configuration. Used for low viscosity fluids. Double gap geometry

References

Hasan, S. W., Ghannam, M. T., Esmail, N. Heavy crude oil viscosity reduction and rheology for pipeline transportation. Fuel. 89 (5), 1095-1100 (2010).
Henaut, I., Barre, L., Argillier, J. F., Brucy, F., Bouchard, R. Rheological and Structural Properties of Heavy Crude Oils in Relation With Their Asphaltenes Content. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. , 13-16 (2013).
Ghannam, M. T., Hasan, S. W., Abu-Jdayil, B., Esmail, N. Rheological properties of heavy & light crude oil mixtures for improving flowability. J. Petrol. Sci. Eng. 81, 122-128 (2012).
Martínez-Palou, R., et al. Transportation of heavy and extra-heavy crude oil by pipeline: A review. J. Petrol. Sci. Eng. 75 (3-4), 274-282 (2011).
Behzadfar, E., Hatzikiriakos, S. G. Rheology of bitumen: Effects of temperature, pressure, CO2 concentration and shear rate. Fuel. 116, 578-587 (2014).
Royer, J. R., Gay, Y. J., Desimone, J. M., Khan, S. A. High-pressure rheology of polystyrene melts plasticized with CO2: Experimental measurement and predictive scaling relationships. J. Polym. Sci., Part B: Polym. Phys. 38 (23), 3168-3180 (2000).
Gerhardt, L. J., Manke, C. W., Gulari, E. Rheology of polydimethylsiloxane swollen with supercritical carbon dioxide. J. Polym. Sci., Part B: Polym. Phys. 35 (3), 523-534 (1997).
Lee, M., Park, C. B., Tzoganakis, C. Measurements and modeling of PS/supercritical CO2 solution viscosities. Polym. Eng. Sci. 39 (1), 99-109 (1999).
Seifried, C., Hu, R., Headen, T., Crawshaw, J., Boek, E. IOR 2015-18th European Symposium on Improved Oil Recovery. Eage. , (2015).
Priyanto, S., Mansoori, G. A., Suwono, A. Measurement of property relationships of nano-structure micelles and coacervates of asphaltene in a pure solvent. Chem. Eng. Sci. 56 (24), 6933-6939 (2001).
Zhao, Y., et al. Effect of compressed CO2 on the properties of lecithin reverse micelles. Langmuir. 24 (17), 9328-9333 (2008).
Hu, R., Trusler, J. P. M., Crawshaw, J. P. The effect of CO2 dissolution on the rheology of a heavy oil/water emulsion. Energy Fuels. , (2016).
Hu, R., Crawshaw, J. P., Trusler, J. P. M., Boek, E. S. Rheology and Phase Behavior of Carbon Dioxide and Crude Oil Mixtures. Energy Fuels. , (2016).
Zhang, Y. P., Hyndman, C. L., Maini, B. B. Measurement of gas diffusivity in heavy oils. J. Petrol. Sci. Eng. 25 (1-2), 37-47 (2000).
Kariznovi, M., Nourozieh, H., Abedi, J. Experimental apparatus for phase behavior study of solvent-bitumen systems: A critical review and design of a new apparatus. Fuel. 90 (2), 536-546 (2011).
Tang, J., Quinlan, P. J., Tam, K. C. Stimuli-responsive Pickering emulsions: recent advances and potential applications. Soft Matter. 11 (18), 3512-3529 (2015).
Aveyard, R., Binks, B. P., Clint, J. H. Emulsions stabilised solely by colloidal particles. Adv. Colloid Interface Sci. 100, 503-546 (2003).
Kawashima, Y., Hino, T., Takeuchi, H., Niwa, T., Horibe, K. Rheological Study of W/O/W Emulsion by a Cone-and-Plate Viscometer – Negative Thixotropy and Shear-Induced Phase Inversion. Int. J. Pharm. 72 (1), 65-77 (1991).
Perazzo, A., Preziosi, V., Guido, S. Phase inversion emulsification: Current understanding and applications. Adv. Colloid Interface Sci. 222, 581-599 (2015).
Yeo, L. Y., Matar, O. K., de Ortiz, E. S. P., Hewitt, G. F. Phase Inversion and Associated Phenomena. Multiphase Sci Technol. 12 (1), (2000).
Liu, L., Matar, O. K., de Ortiz, E. S. P., Hewitt, G. F. Experimental investigation of phase inversion in a stirred vessel using LIF. Chem. Eng. Sci. 60 (1), 85-94 (2005).

Play Video

PDF

DOI

DOWNLOAD MATERIALS LIST

Citer Cet Article

Hu, R., Crawshaw, J. Measurement of the Rheology of Crude Oil in Equilibrium with CO₂ at Reservoir Conditions. J. Vis. Exp. (124), e55749, doi:10.3791/55749 (2017).