Способ оценки эффекта смешивания средства для вытеснения и смешивания нефти с применением co2 и способ отбора средства для вытеснения и смешивания нефти с применением co2
Изобретение касается способа оценки способствующего смешиваемости эффекта средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2. Согласно данному способу измеряют объемное расширение на границе раздела фаз CO2-нефть при постепенном повышении давления, и строят кривую процент смешиваемости-давление («кривая δ-P»), и оценивают способствующий смешиваемости эффект средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2 путем сравнения характеристик кривых δ-P. Кроме того, изобретение касается способа предварительного отбора средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2. Технический результат - разработка простого и быстрого способа экспериментальной оценки способствующего смешиваемости эффекта добавки для смешивания. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл., 10 пр.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к способу быстрой оценки эффекта смешивания (в дальнейшем также называемого «способствующим смешиваемости эффектом») средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2 (в дальнейшем также сокращенно называемого «добавкой для смешивания») и, в частности, к способу быстрой оценки способствующего смешиваемости эффекта средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2 посредством способа объемного расширения, а также относится к области нефтепромысловой химии.
ПРЕДПОСЫЛКИ К СОЗДАНИЮ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Вытеснение нефти с применением CO2 представляет собой относительно новый способ вытеснения нефти, который успешно применяется в добыче нефти третичными методами в Соединенных Штатах. Вытеснение нефти с применением CO2, в частности вытеснение нефти за счет смешиваемости с CO2, может значительно улучшить коэффициент вытеснения нефти, поэтому интерес и количество исследований в отношении вытеснения нефти с применением CO2 быстро увеличиваются в контексте растущего внимания к полному извлечению нефтяных ресурсов в существующем нефтяном месторождении. Тем не менее, в Китае до сих пор нет примера успешного применения вытеснения нефти с применением CO2, и одной из причин этого являются значительные различия в составе и свойствах нефтяных месторождений в Китае и США. В Китае из-за более тяжелого состава нефтяной фазы и более высокой ее вязкости давление смешиваемости с CO2 выше. Такое более высокое давление смешиваемости не только повышает эксплуатационные расходы, но также создает определенные потенциальные риски для безопасности и оказывает серьезное влияние на эффективность охвата и эффективность вытеснения, поэтому трудно достичь фактического коэффициента извлечения, ожидаемого в идеале.
Таким образом, важной частью развития технологии вытеснения нефти с применением CO2 стало дополнительное снижение давления смешиваемости между CO2 и неочищенной нефтью. В смежных исследованиях снижение минимального давления смешиваемости (MMP) посредством снижения межфазного натяжения между неочищенной нефтью и CO2 с применением добавки для смешивания является важным направлением современных исследований. Для конкретного месторождения с целью достижения лучшего эффекта вытеснения нефти с применением CO2 желательно отобрать лучшую из множества возможных добавок для смешивания. Для сравнения способствующих смешиваемости эффектов различных добавок для смешивания во время отбора часто необходимо добавлять конкретную добавку для смешивания и непосредственно измерять соответствующее минимальное давление смешиваемости. В настоящее время способ измерения минимального давления смешиваемости с помощью лабораторного исследования вытеснения нефти, проводимого на модели в виде тонкой трубки, заполненной песком (китайский нефтяной промышленный стандарт SY/T 6573-2003), является стандартным способом определения давления смешиваемости, имитирующим процесс вытеснения нефти с применением CO2, в данной области техники и имеет наиболее широкое применение, а полученное минимальное значение давления смешиваемости также является наиболее точным. Однако данный способ характеризуется относительно длительным рабочим циклом, как правило, более одного месяца, и, соответственно, требует большого объема экспериментальной работы. Аналогично, для определения межфазного натяжения на поверхности CO2-нефть также можно применять экспериментальные методы, такие как метод измерения по скорости подъема пузырьков, метод измерения межфазного натяжения и т. п.; однако эти методы также имеют недостатки, такие как длительность, большой объем экспериментальной работы и т. п. Кроме того, для оценки минимального давления смешиваемости также разработаны другие методы (непатентный документ 1), такие как улучшенные методы с применением уравнения состояния, модели прогнозирования CCMMP, модели прогнозирования многоконтактных характеристических линий и т. п., однако все эти методы до сих пор представляют собой методы теоретического прогнозирования, основанные на экспериментальных результатах. Следовательно, для отбора добавок для смешивания, применимых в конкретной действующей системе нефтяного месторождения, в данной области техники существует острая необходимость в разработке простого и быстрого способа экспериментальной оценки способствующего смешиваемости эффекта добавки для смешивания.
Непатентный документ 1: Zhao Haifeng et al., Study of CO2 miscible displacement mechanism and minimum miscibility pressure [J], China Petroleum and Chemical Standards and Quality, 2016, 36 (17): 95-98.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
С целью решения вышеупомянутой проблемы, посредством тщательного исследования с большой сосредоточенностью и с применением многочисленных экспериментов авторы настоящего изобретения неожиданно обнаружили, что путем измерения степени объемного расширения нефти при различных уровнях давления CO2 можно просто и быстро количественно сравнить способствующий смешиваемости эффект различных добавок для смешивания, и в то же время можно относительно точно провести экспериментальную оценку способствующего смешиваемости эффекта, так что можно быстро отобрать соответствующую добавку для смешивания для конкретного нефтяного месторождения, что завершает таким образом настоящее изобретение.
В первом аспекте в настоящем изобретении представлен способ оценки способствующего смешиваемости эффекта средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2, характеризующийся тем, что измеряли объемное расширение на границе раздела фаз CO2-нефть при постепенном повышении давления и строили кривую процент смешанной фазы-давление (в дальнейшем также упоминаемая как «кривая процент смешиваемости-давление» или «кривая δ-P») и оценивали способствующий смешиваемости эффект средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2 путем сравнения характеристик кривых δ-P.
В предпочтительном варианте осуществления способ предусматривает следующие стадии:
(1) добавление заданного объема нефти в автоклав с постоянным объемом, оснащенный смотровым окном и газоприемным трактом, закрытие автоклава, помещение автоклава на водяную баню с постоянной температурой, наблюдение через смотровое окно и регистрация исходного уровня жидкости H0, а также подключение источника газообразного CO2 и манометра к газоприемному тракту;
(2) введение в автоклав CO2 высокого давления с нагрузкой исследуемым средством для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2, до тех пор, пока не будет достигнут заданный уровень давления P, отключение газоприемного тракта, обеспечение достижения равновесия газ-жидкость, регистрация уровня давления P, наблюдение через смотровое окно и регистрация уровня жидкости H;
(3) непрерывное введение CO2 для повышения давления в автоклаве до тех пор, пока не будет достигнут другой заданный уровень давления, и регистрация соответствующего уровня давления и уровня жидкости в соответствии со способом на стадии (2);
(4) повторение стадии (3) до тех пор, пока уровень жидкости не поднимется до верхней границы бака автоклава, и регистрация соответствующего уровня давления Pm и высоты верхней границы бака автоклава Hm;
(5) расчет процента смешиваемости δ, соответствующего каждому уровню давления, в соответствии со следующей формулой (1) и построение кривой δ-P:
формула (1),
затем обеспечение разгерметизации и очистка автоклава;
(6) повторение стадий (1)-(5) с использованием различных исследуемых средств для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2 с получением кривых δ-P, соответствующих этим исследуемым средствам для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2; и
(7) сравнение характеристик кривых δ-P, соответствующих этим исследуемым средствам для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2, чтобы оценить способствующий смешиваемости эффект каждого исследуемого средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2.
В предпочтительном варианте нефть выбрана из одного или более из керосина, светлого нефтепродукта и неочищенной нефти.
Предпочтительно на стадии (1) соотношение начального уровня жидкости H0 и высоты верхней границы бака автоклава Hm составляет от 1:2 до 1:5, предпочтительно 1:3; температура водяной бани с постоянной температурой представляет собой постоянную температуру, выбранную из диапазона 40-80°C.
Предпочтительно на стадии (2) массовая доля добавки для смешивания в газообразном CO2 находится в диапазоне от 0,1% до 5%, предпочтительно составляет 1%; повышение давления осуществляют с помощью одноцилиндрового плунжерного насоса; заданный уровень давления составляет 4-8 МПа, предпочтительно 5 МПа; равновесие газ-жидкость означает, что после отключения газоприемного тракта для CO2 показания манометра изменяются не более чем на 0,01 МПа, а уровень жидкости изменяется не более чем на 0,01 см в течение 5 минут.
Предпочтительно на стадии (4) Pm определяют как минимальное давление смешиваемости.
Предпочтительно на стадии (7) характеристики выбраны из одного или более из следующих факторов: соответствующий уровень жидкости H при определенном уровне давления, наклон кривой k при определенном уровне давления, соответствующий уровень P давления CO2, когда уровень жидкости достигает определенной высоты, и Pm.
В другом аспекте в настоящем изобретении также представлен способ предварительного отбора добавки для смешивания, предусматривающий: применение одного и того же количества различных добавок для смешивания, оценку способствующего смешиваемости эффекта с применением способа оценки по настоящему изобретению, а также отбор подходящей добавки для смешивания в соответствии с характеристиками кривой процент смешиваемости-давление.
По сравнению со способом из предшествующего уровня техники, с помощью способа, представленного в настоящем изобретении, можно удобно и быстро оценить способствующий смешиваемости эффект средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2, при этом результат оценки является стабильным и надежным, необходимые время и рабочая нагрузка значительно снижаются, и одновременно могут быть проведены многочисленные эксперименты на больших партиях, так что предварительный отбор можно обеспечить во время исследования и разработки добавки для смешивания, а также можно получить руководство по количественной оценке соответствующей исследуемой добавки для смешивания. Таким образом, способ по настоящему изобретению имеет значительные преимущества в проведении передовых исследований в области смешиваемого вытеснения нефти с применением CO2 и в последующих промышленных вариантах применения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
На ФИГ. 1 показаны кривые δ-P в системе CO2-керосин с глицерилтриоктаноатом, глицерилтрилауратом или Tween-80 в качестве добавок для смешивания согласно способу из примеров 1-3 соответственно и сравнительного примера 1.
На ФИГ. 2 показаны кривые δ-P, полученные в системе CO2-керосин с различными концентрациями глицерилтрилаурата в качестве добавки для смешивания по способу из примеров 2, 4 и 5.
На ФИГ. 3 показаны кривые δ-P, полученные в системе CO2-керосин с глицерилтрилауратом в качестве добавки для смешивания при различных температурах по способу из примеров 2, 6 и 7.
На ФИГ. 4 показаны кривые δ-P, полученные в системе CO2-керосин, системе CO2-светлый нефтепродукт или в системе CO2-неочищенная нефть с глицерилтрилауратом в качестве добавки для смешивания по способу из примеров 2, 8 и 9 соответственно.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Специалистам в данной области техники известно, что при вытеснении нефти с применением CO2 с постепенным повышением давления CO2 постепенно растворяется в нефтяной фазе, что приводит к объемному расширению нефтяной фазы. Однако авторы настоящего изобретения впервые обнаружили, что поскольку добавка для смешивания может увеличивать сродство CO2 и нефти, макроскопически проявляется то, что объемное расширение нефтяной фазы будет дополнительно возрастать при том же давлении в системе CO2-нефть, в которую добавляют добавку для смешивания. Следуя этому принципу, в случае добавки для смешивания с лучшим способствующим смешиваемости эффектом кривая процент смешиваемости-давление (кривая δ-P) дополнительно сдвигается влево, то есть тот же эффект объемного расширения достигается при более низком давлении.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения процент смешиваемости δ означает процент увеличения объема нефтяной фазы в системе CO2-нефть по сравнению с увеличением смешиваемого объема, когда между CO2 и нефтяной фазой образуется полностью смешивающаяся фаза. Соответственно, кривая процент смешиваемости-давление (кривая δ-P) относится к рабочей кривой, полученной в результате изменения уровня давления в системе, и измерения процентных значений смешиваемости при различных уровнях давления, и представления в виде графика процентных значений смешиваемости, соответствующих уровням давления, при этом другие условия остаются без изменений. Иногда «кривая зависимости коэффициента изменения объема от давления» также может использоваться для обозначения кривой δ-P, но при этом следует понимать, что процент смешиваемости не ограничивается только коэффициентом изменения объема. В некоторых вариантах осуществления кривая δ-P измеряется в емкости с постоянным объемом, в котором давление увеличивается путем введения дополнительного количества CO2 в емкость. В некоторых вариантах осуществления кривая δ-P может быть измерена в емкости с переменным объемом, где количество CO2 в системе остается неизменным, и давление регулируется путем изменения объема емкости. Фактически, в случае, когда отбору подлежат разные добавки для смешивания, специалистами в данной области техники может быть выбран любой подходящий способ для получения кривой δ-P, при условии, что условия измерения в нем остаются неизменными. В предпочтительном варианте осуществления в целях удобства реализации и простоты управления измерение для получения кривой δ-P выполняют с применением емкости с постоянным объемом.
Используемая емкость должна обеспечивать информацию об объеме нефтяной фазы. В некоторых вариантах осуществления для определения объема нефтяной фазы при измерении используемая емкость для измерения является прозрачной. В некоторых вариантах осуществления емкость для измерения имеет смотровое окно, так что объем нефтяной фазы можно определять путем наблюдения высоты границы раздела нефтяной фазы. В некоторых вариантах осуществления емкость для измерения оснащена датчиком, который может собирать и выводить данные об объеме нефтяной фазы.
Подобным образом используемая емкость должна характеризоваться способностью обеспечивать информацию о давлении. В некоторых вариантах осуществления информацию о давлении получают с помощью манометра, соединенного с газовым трактом для CO2. В дополнительных вариантах осуществления используемая емкость для измерения оснащена датчиком, который может собирать и выводить информацию о давлении. В некоторых вариантах осуществления используемая емкость для измерения представляет собой автоклав с постоянным объемом со смотровым окном и газоприемным трактом, где высоту границы раздела нефтяной фазы наблюдают через смотровое окно, а давление в автоклаве определяют через газоприемный тракт.
Кроме того, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения в автоклаве с постоянным объемом, если уровень жидкости нефтяной фазы точно достигает верхней границы бака автоклава, то во всем баке автоклава присутствует только одна фаза, то есть достигается состояние смешивающейся фазы, поэтому соответствующее давление Pm в это время является минимальным давлением смешиваемости.
В контексте настоящего изобретения «добавка для смешивания» относится к любому средству, которое вводят в систему вытеснения нефти совместно с газом-носителем, представляющим собой CO2, и играет роль в снижении минимального давления смешиваемости за счет уменьшения межфазного натяжения между нефтяной фазой и CO2. Предпочтительно добавка для смешивания представляет собой поверхностно-активное вещество.
В предпочтительном варианте осуществления стадию (2) можно проводить при перемешивании, предпочтительно с применением магнитной мешалки с целью более быстрого достижения равновесия газ-жидкость.
В настоящем изобретении с целью уменьшения вязкости нефтяной фазы, чтобы облегчить перемешивание и, таким образом, ускорить достижение равновесия газ-жидкость для CO2-нефтяная фаза, с учетом при этом необходимости моделирования фактической пластовой температуры месторождения, весь процесс предпочтительно проводят при постоянной температуре, выбранной из диапазона 40-80°C. В некоторых вариантах осуществления весь процесс выполняют при постоянной температуре, которая равна температуре пласта источника нефтяной фазы. В некоторых вариантах осуществления весь процесс выполняют при определенной постоянной температуре, которая отличается от температуры пласта источника нефтяной фазы не более чем на 20°C, предпочтительно не более чем на 10°C, более предпочтительно не более чем на 5°C. Пластовая температура источника нефтяной фазы относится к температуре пласта месторождения, в котором образуется нефтяная фаза. В некоторых вариантах осуществления пластовая температура источника нефтяной фазы может быть определена на основе произвольно измеренного десятибалльного среднего значения температуры пласта месторождения, из которого получают нефтяную фазу.
В способе по настоящему изобретению также используются различные переменные, которые также предусмотрены настоящим изобретением. Например, специалистам в данной области техники будет понятно, что способы по настоящему изобретению также можно применять для оптимизации диапазона количеств конкретной добавки для смешивания с целью получения количества добавки для смешивания, которое обеспечивает достижение лучшего баланса между стоимостью реагента и эффективностью вытеснения нефти.
Примеры
Далее настоящее изобретение описано более подробно с помощью примеров, но настоящее изобретение не ограничивается этими примерами.
Реагенты, используемые в следующих примерах, являются следующими:
керосин: Macklin, модель: K812242;
светлый нефтепродукт: светлый нефтепродукт № 5, предоставленный Научно-исследовательским институтом поиска и разработки нефти (RIPED) Китая;
неочищенная нефть: предоставляется из определенного участка нефтяного месторождения Чанцин;
CO2: 99,9% чистый газ в баллоне высокого давления, поставляемый Beijing Haikeyuanchang Practical Gas Co. Ltd.;
глицерилтриоктаноат: химически чистый, Macklin;
глицерилтрилаурат: химически чистый, Macklin;
Tween-80: химически чистый, Sinopharm Chemical Reagent Co. Ltd.;
автоклав с постоянным объемом: собственного производства, со смотровым окном и газовым трактом с использованием одноцилиндрового плунжерного насоса для подачи газа.
Пример 1
20,00 мл керосина добавляли в автоклав с постоянным объемом, затем помещали магнитный стержень для перемешивания и автоклав с постоянным объемом закрывали, помещали на водяную баню с постоянной температурой при температуре воды 40°C, и регистрировали начальный уровень жидкости (H0); подключали газоприемный тракт для CO2 для введения в автоклав CO2 высокого давления с нагрузкой 1 мас. % глицерилтриоктаноата в качестве добавки для смешивания до тех пор, пока давление не достигало 5 МПа, а затем газоприемный тракт для CO2 отключали и оставляли на более чем полчаса для достижения равновесия, пока показания манометра не показывали изменение не более чем на 0,01 МПа, а уровень жидкости изменялся не более чем на 0,01 см в течение 5 минут. Затем в это время регистрировали соответствующий уровень давления (P) и уровень жидкости (H). После этого дополнительно вводили CO2 для повышения давления в системе до достижения определенного уровня давления, а затем зарегистрировали соответствующий уровень давления и уровень жидкости. Затем данный процесс повторяли до тех пор, пока уровень жидкости не поднимался до верхней границы бака автоклава, при этом регистрировали давление Pm и высоту верхней границы бака автоклава Hm.
Коэффициент изменения объема, соответствующий каждому уровню давления, рассчитывали по следующей формуле. Затем строили кривую δ-P.
В таких же условиях трилаурат глицерина и Tween-80 использовали в качестве добавок для смешивания и оценивали их в отношении способствующего смешиваемости эффекта, при этом результаты показаны в примере 2 и примере 3 соответственно; кроме того, измеряли ту же систему без использования какой-либо добавки для смешивания, при этом результаты показаны в сравнительном примере 1.
На ФИГ. 1 показаны кривые δ-P из примеров 1-3 и сравнительного примера 1. Как легко можно увидеть из ФИГ. 1, в каждом из примеров 1-3 показаны более низкие значения Pm по сравнению со сравнительным примером 1, и каждая из всех кривых отображает тенденцию смещения влево; с другой стороны, при сравнении характеристик кривой δ-P в примерах 1-3 можно легко сравнить и отследить соответствующие способствующие смешиваемости эффекты этих добавок для смешивания.
Для исследования использовали тот же способ, что и в примере 2, за исключением изменения количества трилаурата глицерина на 0,5 мас. % и 2 мас. %, и результаты показаны в примере 4 и примере 5 соответственно.
На ФИГ. 2 показаны кривые δ-P из примера 2, примера 4 и примера 5. Как легко можно увидеть из ФИГ. 2, когда концентрация трилаурата глицерина увеличивается, значение Pm уменьшается, и вся кривая сдвигается влево.
С применением того же способа исследования, что и в примере 1, за исключением использования 1 мас. % трилаурата глицерина в качестве добавки для смешивания, температуру водяной бани с постоянной температурой доводили до 50°C и 60°C, и результаты показаны в примере 6 и примере 7 соответственно.
На ФИГ. 3 показаны кривые δ-P из примера 2, примера 6 и примера 7. Как легко можно увидеть из ФИГ. 3, с повышением температуры значение Pm также увеличивается, и вся кривая показывает тенденцию к смещению вправо.
Кроме того, эксперимент из примера 8 проводили в тех же условиях, что и в примере 1, за исключением того, что в качестве добавки для смешивания применяли 1 мас. % трилаурата глицерина и заменили керосин светлым нефтепродуктом. Кроме того, эксперимент из примера 9 проводили в тех же условиях, что и в примере 1, за исключением того, что в качестве добавки для смешивания применяли 1 мас. % трилаурата глицерина и заменили керосин неочищенной нефтью.
На ФИГ. 4 показаны кривые δ-P из примера 2, примера 8 и примера 9. Как легко можно увидеть из ФИГ. 4, в керосине добавка для смешивания из примера 2 быстро обеспечивала очень высокий процент смешиваемости при более низких концентрациях, таким образом, керосин обладает значительно лучшим способствующим смешиваемости эффектом по сравнению с системой с применением светлого нефтепродукта из примера 8 и системой с применением неочищенной нефти из примера 9.
Кроме того, для примера 9 минимальное давление смешиваемости неочищенной нефти, полученное согласно непатентному документу 2 с применением метода измерения межфазного натяжения, составляет 20,04 МПа; соответственно, минимальное давление смешиваемости, полученное в примере 9, составляет 21,03 МПа. Оба результата по сути согласуются друг с другом, и, таким образом, можно заметить, что посредством способа по настоящему изобретению можно относительно точно получить значение минимального давления смешиваемости фазовой системы CO2-нефть.
Непатентный документ 2: Yang Siyu et al. The optimization and evaluation of mixing aid molecules for CO2 oil-displacing [J], Xinjiang Petroleum Geology, 2015, 36 (5): 555-559.
Данные в отношении давления и уровня жидкости в примерах 1-9 и сравнительном примере 1, описанные выше, показаны в таблице 1 ниже.
Таблица 1. Данные в отношении давления и уровня жидкости
Варианты осуществления настоящего изобретения подробно описаны выше, но настоящее изобретение не ограничено конкретными деталями вышеописанных вариантов осуществления. В пределах объема технического решения настоящего изобретения могут быть выполнены различные простые варианты технического решения настоящего изобретения, и такие простые вариации находятся в пределах объема настоящего изобретения.
Следует отметить, что каждый из конкретных технических признаков, описанных в вышеупомянутых вариантах осуществления, могут быть объединены любым подходящим способом, при условии, что не возникает противоречие. Чтобы избежать ненужного повторения, в настоящем изобретении не будут описаны другие возможные комбинации.
Кроме того, также могут быть выполнены различные другие варианты осуществления настоящего изобретения в любой комбинации, если только это не противоречит идее настоящего изобретения, что также следует рассматривать как раскрытие настоящего изобретения.
1. Способ оценки способствующего смешиваемости эффекта средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2, отличающийся тем, что измеряют объемное расширение на границе раздела фаз CO2-нефть при постепенном повышении давления, и строят кривую процент смешиваемости-давление («кривая δ-P»), и оценивают способствующий смешиваемости эффект средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2 путем сравнения характеристик кривых δ-P,
при этом способ включает следующие стадии:
(1) добавление заданного объема нефти в автоклав с постоянным объемом, оснащенный смотровым окном и газоприемным трактом, закрытие автоклава, помещение автоклава на водяную баню с постоянной температурой, наблюдение через смотровое окно и регистрация исходного уровня жидкости H0, а также подключение источника газообразного CO2 и манометра к газоприемному тракту;
(2) введение в автоклав CO2 высокого давления с нагрузкой исследуемым средством для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2 до тех пор, пока не будет достигнут заданный уровень давления P, отключение газоприемного тракта, обеспечение достижения равновесия газ-жидкость, регистрация уровня давления P, наблюдение через смотровое окно и регистрация уровня жидкости H;
(3) непрерывное введение CO2 для повышения давления в автоклаве до тех пор, пока не будет достигнут другой заданный уровень давления, и регистрация соответствующего уровня давления и уровня жидкости в соответствии со способом на стадии (2);
(4) повторение стадии (3) до тех пор, пока уровень жидкости не поднимется до верхней границы бака автоклава, и регистрация соответствующего уровня давления Pm и высоты верхней границы бака автоклава Hm;
(5) расчет процента смешиваемости δ, соответствующего каждому уровню давления, в соответствии со следующей формулой (1) и построение кривой δ-P:
формула (1),
затем обеспечение разгерметизации и очистка автоклава;
(6) повторение стадий (1)-(5) с использованием различных исследуемых средств для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2 с получением кривых δ-P, соответствующих этим исследуемым средствам для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2; и
(7) сравнение характеристик кривых δ-P, соответствующих этим исследуемым средствам для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2, чтобы оценить способствующий смешиваемости эффект каждого исследуемого средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2.
2. Способ по п. 1, где нефть выбрана из одного или более из керосина, светлого нефтепродукта и неочищенной нефти.
3. Способ по п. 1, где на стадии (1) соотношение начального уровня жидкости H0 и высоты верхней границы бака автоклава Hm составляет от 1:2 до 1:5; температура водяной бани с постоянной температурой представляет собой постоянную температуру, выбранную из диапазона 40-80°C.
4. Способ по п. 1, где на стадии (1) соотношение начального уровня жидкости H0 и высоты верхней границы бака автоклава Hm составляет 1:3.
5. Способ по п. 1, где на стадии (2) массовая доля средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2 в газообразном CO2 находится в диапазоне от 0,1% до 5%; повышение давления осуществляют с помощью одноцилиндрового плунжерного насоса; заданный уровень давления составляет 4-8 МПа; равновесие газ-жидкость означает, что после отключения газоприемного тракта для CO2 показания манометра изменяются не более чем на 0,01 МПа, а уровень жидкости изменяется не более чем на 0,01 см в течение 5 минут.
6. Способ по п. 1, где на стадии (2) массовая доля средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2 в газообразном CO2 составляет 1%; повышение давления осуществляют с помощью одноцилиндрового плунжерного насоса; заданный уровень давления составляет 5 МПа, предпочтительно 5 МПа; равновесие газ-жидкость означает, что после отключения газоприемного тракта для CO2 показания манометра изменяются не более чем на 0,01 МПа, а уровень жидкости изменяется не более чем на 0,01 см в течение 5 минут.
7. Способ по п. 1, где на стадии (4) Pm определяется как минимальное давление смешиваемости.
8. Способ по п. 1, где на стадии (7) характеристики выбраны из одного или более из следующих факторов: соответствующий уровень жидкости H при определенном уровне давления, наклон кривой k при определенном уровне давления, соответствующий уровень P давления CO2, когда уровень жидкости достигает определенной высоты, и Pm.
9. Способ предварительного отбора средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2, включающий: применение одного и того же количества различных средств для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2, оценку способствующего смешиваемости эффекта с помощью способа оценки по любому из пп. 1-7 и отбор подходящего средства для вытеснения и смешивания нефти с применением CO2 в соответствии с характеристиками кривой δ-P.
