Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Температура насыщения нефти парафином


Установка для определения температуры насыщения нефти парафином

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения физических параметров пластовых флюидов. Задачей изобретения является повышение точности исследования за счет изменения схемы установки. Установка состоит из камеры высокого давления (КВД), помещенной в термостат с термометром. В КВД размещены оптические стекла. К нижней части КВД подсоединен гибкий световод, который другим концом соединен с фотодатчиком. Для ввода пробы нефти с левой стороны от КВД подсоединен игольчатый вентиль с трубопроводом, между оптическими стеклами размещают пробу нефти. С правой стороны к КВД подсоединена одним концом термопара. Другим концом термопара помещена в склянку с жидким азотом, также к правой стороне КВД с помощью трубопровода подсоединен измерительный вентиль, который нижним концом подсоединен к измерительному прессу со штоком и манометром. К прессу подсоединен с помощью трубопровода игольчатый вентиль вывода пробы. Верхняя часть КВД соединена с осветителем с набором линз. Осветитель, термопара и фотодатчик соединены с генератором-коммутатором, который соединен с самопишущим потенциометром. 1 з.п.ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к устройствам для определения физических параметров пластовых флюидов и может быть использовано для определения температуры насыщения нефти парафином.

В процессе разведки и разработки нефтяных месторождений, например, в Тимано-Печорской провинции (ТПП) отмечены случаи осложнений, связанные с выпадением парафинов как в пластах, так и в стволах скважин и наземных коммуникациях. Для борьбы с этими осложнениями необходимо знать температуру насыщения нефти парафином при различных давлениях. Известна установка для определения температуры насыщения нефти парафином, включающая в камеру высокого давления, осветитель с набором линз, средства для ввода и вывода пробы, фотодатчик, термостат с термометром, термопару, подсоединяющую к камере высокого давления, измерительное устройство, средство для питания установки (см. ОСТ 39.034-76, с. 4). Недостатком известного технического решения, взятого нами в качестве прототипа, являются невысокая точность определения температуры насыщения нефти парафином, обусловленная нестабильностью светового потока, отсутствие стабилизации напряжения на осветителе, инертность системы при термостатировании, отсутствие в камере высокого давления устройства для задания и поддержания давления при изменении температуры в камере, отсутствие возможности автоматического слежения за процессом, отсутствие непрерывной одновременной записи температуры и фототока, отсутствие возможности перемешивания флюида в камере высокого давления. Задачей изобретения является повышение точности определения температуры насыщения нефти парафином. Поставленная задача решается тем, что установка для определения температуры насыщения нефти парафином, включающая камеру высокого давления, осветитель с набором линз, средства для ввода и вывода пробы, фотодатчик, термостат с термометром и термопару, подсоединенную к камере высокого давления, измерительное устройство, средство для питания установок, дополнительно снабжена измерительным прессом, запорным вентилем, световодом, а средство для питания установки выполнено в виде генератора-коммутатора, причем камера высокого давления, средства для ввода и вывода пробы, измерительный пресс помещены в термостат, при этом нижняя часть камеры высокого давления соединена посредством световода с фотодатчиком, а к корпусу нижней части запорного вентиля подсоединен измерительный пресс с манометром, при этом осветитель, фотодатчик и термопара соединены с генератором-коммутатором, причем последний соединен с измерительным устройством. Поставленная задача также решается тем, что средства для ввода и выбора пробы выполнены в виде игольчатых вентилей. Поставленная задача также решается тем, что измерительное устройство выполнено в виде самопишущего потенциометра. Существенными осветительными признаками заявленного изобретения являются: установка дополнительно снабжена измерительным прессом, запорным вентилем, световодом; средство для питания установки выполнено в виде генератора-коммутатора; камеры высокого давления, средства для ввода и вывода пробы, измерительный пресс помещены в термостат, при этом нижняя часть камеры высокого давления соединена посредством световода с фотодатчиком, а к корпусу нижней части запорного вентиля подсоединен измерительный пресс с манометром; кроме того, осветитель, фотодатчик и термопара соединены с генератором-коммутатором, причем последний соединен с измерительным устройством; средства для ввода и вывода пробы выполнены в виде игольчатых вентилей; измерительное устройство выполнено в виде самопишущего потенциометра. Установка для определения температуры насыщения нефти парафином приведена на чертеже и состоит из камеры высокого давления (КВД) 1, помещенной в термостат 2 с термометром 3. В камере высокого давления размещены оптические стекла 4, а к нижней части КВД 1 подсоединен гибкий световод 5, который другим концом соединен с фотодатчиком 6. Для ввода пробы нефти с левой части от КВД 1 подсоединено средство, выполненное в виде игольчатого вентиля 7 с трубопроводом 8, соединяющим игольчатый вентиль 7 с полостью камеры высокого давления (КВД) 1, в которой между оптическими стеклами 4 размещают пробу нефти (на чертеже не показано). С правой стороны КВД 1 подсоединена одним концом термопара 9, а другим концом термопара 9 помещена в склянку 10 с жидким азотом. Кроме того, с правой стороны КВД 1 с помощью трубопровода 11 подсоединен запорный вентиль 12, который нижним концом подсоединен к измерительному прессу 13 со штоком 14 и манометром для измерения давления 15. К измерительному прессу 13 также подсоединено с помощью трубопровода 16 средство для вывода пробы в виде игольчатого вентиля 17. Верхняя часть КВД 1 соединена с осветителем 18 с набором линз 19. Осветитель 18, термопара 9 и фотодатчик 6 посредством монтажных электрических проводов 20 соединены с генератором-коммутатором 21, который в свою очередь соединен с самопишущим потенциометром 22. Генератор-коммутатор 21 является блоком питания установки для определения температуры насыщения нефти парафином (УТНП) и предназначен для стабилизации напряжения при нагрузках мощностью до 150 Вт, а также для коммутации двух входных сигналов на один выход. Самопишущий потенциометр 22 предназначен для измерения интенсивности светового потока и термоЭДС, преобразованных в электрический сигнал постоянного тока, его регистрацией и записью на диаграммную ленту. Работа установки. Переводят пробу нефти из сосуда равновесия установки PVT (на чертеже не показано) в камеру высокого давления 1, при этом шток 14 устанавливают в крайнее нижнее положение. Внутреннюю полость измерительного пресса 13 и трубопровода 16 вакуумируют и заполняют солевым раствором. Через игольчатый вентиль 7 в камеру высокого давления вводят термостатированную пробу, при этом контролируют рабочее давление в системе, превышающее давление насыщения. После этого открывают игольчатый вентиль вывода пробы 17 и контролируя давление в системе выше давления насыщения вытесняют из измерительного пресса 13 сначала солевой раствор, а затем еще три объема нефтяной пробы (сумма 6,5 см3 объема камеры высокого давления и объема подводящего трубопровода от сосуда PVT и объема выводящих трубопроводов 11, трубопровода 16, увеличенного в три раза). После вытеснения вышеуказанного объема нефтяной пробы из гидросистемы игольчатый вентиль 17 закрывают. После вытеснения трех объемов нефти заполняется исследуемый объем, при закрытом игольчатом вентиле 17 выдвигают шток 14 измерительного пресса 13 на треть хода винта. Таким образом, дополнительно в систему вводят 3,5 см3 нефти для исследования. Устанавливают термодинамическое равновесие в гидросистеме и сосуде PVT (на чертеже не показано), после чего закрывают игольчатый вентиль 7. На камеру высокого давления 1 устанавливают осветитель 18, который подключают к выходу блока генератора-коммутатора 21. Замедленным движением поднимают шток 14 измерительного пресса 13, непрерывно контролируя манометром 15 падение давления до уровня не ниже давления насыщения. Подбирают оптимальную толщину пленки нефти для просвечивания, исходя из степени прозрачности нефтяной пробы и мощности светового потока. Одновременно устанавливают и регулируют яркость осветителя 18, а также нагрузку и напряжение на фотодатчик 6 таким образом, чтобы указатель шкалы потенциометра 22 установился на уровне 0,6-0,65. В процессе исследования постоянно контролируют температуру, давление. Данные параметры поддерживают постоянными. В системе устанавливают температуру пласта, которая принимается за исходное состояние и является первой ступенью отсчета, откуда начинается снижение температуры. Величина термостатирования контролируется термометром 3, термопарой 9, обводненной через генератор-коммутатор 21 с потенциометром 22, показания которых должны быть равнозначны. После этого осуществляют ступенчатое снижение температуры рабочей жидкости в термостате 2 форсированным порядком через 5oC отсчета каждой ступени и выдержкой времени, достаточного для стабилизации температуры в термостате 2 и в камере высокого давления 1, при этом показания термометра 3 и термопары 9, соединенной с генератором-коммутатором 21, и потенциометра 22 должны быть однозначны. При сближении к пpедпoлагаемой температуре насыщения нефти парафином осуществляют снижение температуры рабочей жидкости в термостате 2 форсированным порядком через 1oC отсчета каждой ступени и выдержкой времени. В процессе всего цикла снижения температуры исследуемой пробы контролируют падение давления в системе с целью поддержания заданного постоянного давления с помощью измерительного пресса 13. Результат измерения температуры и фототока непрерывно записывают на диаграммную ленту самопишущего потенциометра 22. В итоге записи диаграммы получают график "Температура - фототок", по которому отслеживают зависимость прозрачности пленки нефти от ее температуры. Заявленное изобретение в сравнении с прототипом позволяет повысить точность измерения температуры насыщения нефти парафином.

Формула изобретения

1. Установка для определения температуры насыщения нефти парафином, включающая камеру высокого давления, верхняя часть которой подсоединена к осветителю с набором линз, а с ее полостью соединена одним концом термопара, второй конец которой помещен в склянку с жидким азотом, устройства для ввода и вывода пробы, фотодатчик и термостат с термометром, отличающаяся тем, что она снабжена измерительным прессом с манометром, измерительным вентилем, световодом, генератором-коммутатором и самопишущим потенциометром, а камера высокого давления, устройства для ввода пробы и измерительный вентиль помещены в термостат, при этом нижняя часть камеры высокого давления соединена посредством световода с фотодатчиком, к корпусу нижней части измерительного вентиля подсоединен измерительный пресс, к которому посредством трубопровода подсоединено устройство для вывода пробы, причем осветитель, фотодатчик и термопара соединены с генератором-коммутатором, который соединен с самопишущим потенциометром. 2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что устройства ввода и вывода пробы выполнены в виде игольчатых вентилей.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Месторождения нефтей, насыщенных твердой фазой (парафином)

из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2"

Были исследованы условия выпадения твердых углеводородов из пластовых нефтей при изменении давленния, температуры и газосодержания в приведенных выше пределах. Коэффициент изменения температуры насыщения нефти парафином в зависимости от давления в исследуемом диапазоне остается постоянным и близок к 0,002° С/МПа. Изменение температуры насыщения в зависимости от газосодержания характеризуется коэффициентом 0,1° С на 1 м /м . [c.29] Установлено, что нефти в природных условиях могут быть как не насыщены твердой фазой, так и насыщены ею. Есть основания полагать, что возможно существование нефтей совместно с выделившейся из них твердой фазой. [c.29] Насыщенность твердой фазой (парафином) определяли сопоставлением температуры насыщения пластовых нефтей с первоначальной температурой пластов. Экспериментальное определение температуры насыщения для повышения надежности результатов проводили несколькими методами, основанными на регистрации изменения различных свойств нефти при появлении в ней твердой фазы. [c.29] Появление кристаллов парафина наблюдали с помощью микроскопа в специальной камере со смотровыми стеклами, позволяющей проводить определения при давлении до 50 МПа и температуре до 100° С. Этот метод позволил также определить линейные размеры выпадающих кристаллов, которые составили от 5 до ЗО мкм и оказались соизмеримыми с размерами пор продуктивных коллекторов. Фотометрические измерения проводили как в видимой, так и в инфракрасной областях спектра. При термографических измерениях использовали сосуды высокого давления, рассчитанные для работы до 30 МПа и температуре до 150°С термограммы регистрировали на приборе ФРУ-64. Температуру насыщения определяли ультразвуковым методом, измеряя поглощение ультразвуковых волн (частота колебаний 1 и 3 МГц). Ультразвуковая камера позволяла вести измерения при давлении до 60 МПа и температуре до 150° С. [c.29] Объектами исследования служили нефти ряда месторождений Казахской ССР, Татарской АССР, Украинской ССР и др. Состав нефтей полностью соответствовал их составу в пластовых условиях. [c.29] В качестве примера, показывающего существование месторождений жидких углеводородов, насыщенных или близких к насыщению твердой фазой, ниже приведены некоторые результаты экспериментальных исследований нефти ряда месторождений. [c.29] Отсюда следует, что температура насыщения пластовой нефти, отобранной из скважины, для одних залежей практически совпадает с температурой продуктивного пласта, для других — близка к ней. Полученные результаты позволяют сделать вывод, что нефти рассматриваемых месторождений в первоначальных пластовых условиях насыщены твердой фазой (парафином) или близки к насыщению. [c.30] Исследования условий выпадения парафина были выполнены для нефтей месторождений основных нефтедобывающих районов. На основании полученных данных построена зависимость температуры насыщения нефти парафином от содержания парафина в нефти (рис. 12). Наиболее вероятной причиной разброса данных является различие состава и химического строения углеводородов. Полученная зависимость может быть использована для ориентировочной оценки температуры, при которой из нефти начинает выпадать твердая фаза. [c.30] Для оценки числа месторождений, нефти которых насыщены или близки к насыщению твердой фазой, были обобщены материалы о температуре продуктивных пластов и содержании парафина в нефти по 850 залежам основных нефтедобывающих районов (рис. 13). [c.30] По данным зависимости частоты встречаемости залежей нефти с той или иной средней температурой пласта (см. рис. 4, 1) видно, что наиболее часто встречаются залежи нефти с температурой пласта в диапазоне 20—30° С. Около 25% залежей, данные по которым использованы при построении зависимости, имеют температуру пластов до 30° С, а уже 44% залежей — до 40°С. [c.31] Сопоставляя приведенные данные статистической обработки нефтей месторождений Советского Союза по содержанию в них парафинов (см. рис. 6, 2) с учетом зависимости температуры насыщения от содержания парафина в нефти (см. рис. 12) и используя данные статистической обработки по температуре продуктивных горизонтов (см. рис. 5), можно сделать вывод о том, что нефти более 20% залежей насыщены или близки к насыщению парафином, подобно нефтям месторождения Узень. Таким образом, и по этой методике определения числа залежей, нефти которых насыщены в пласте парафином, получаем ту же цифру, что и по изложенной методике. [c.31] Известно, что разработка нефтяных месторождений существенно зависит от насыщенности пластовых нефтей парафином, которая характеризуется не столько содержанием в нефти парафина, сколько разностью между пластовой температурой и температурой насыщения нефти парафином. При высокой степени насыщенности пластовой нефти парафином изменение первоначальных термодинамических условий в процессе разработки (снижение давления в пласте, охлаждение отдельных зон низкопроницаемых пропластков вследствие закачки холодной воды или понижение температуры в призабойной зоне пласта в эксплуатационных скважинах, происшедшее вследствие дроссельного эффекта) может приводить к выпадению из нефти парафина. [c.31] При разработке месторождений парафиновых и высокопарафиновых нефтей, когда возникают условия для выпадения из нефти парафина в пласте и призабойной зоне эксплуатационных скважин, их дебиты резко снижаются, однако полной закупорки всего продуктивного пласта парафином не происходит. В первую очередь из работы выйдут пронластки с низкой проницаемостью, во вторую — с более высокой проницаемостью, в конечном итоге приток нефти к забою скважины будет происходить по высокопроницаемым разностям коллектора и по микро- и макротрещинам. [c.32] Такие месторождения, помимо Узеньского месторождения, можно найти и в других районах. В процессе разработки таких месторождений происходят выпадения парафина из нефти, накопление его в призабойной зоне пласта эксплуатационных скважин и, как следствие, резкое снижение дебитов во времени, бурные темпы обводнения скважин, а в целом залежи характеризуются небольшими значениями коэффициентов нефтеотдачи. [c.32] Известно, что парафиновые и высокопарафиновые нефти при выпадении парафина из раствора в виде твердой фазы приобретают свойства, характерные для неньютоновских систем. Таким образом, температура насыщения нефти парафином как параметр пластовой нефти имеет еще большее значение. [c.32]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Установка для определения температуры насыщения нефти парафином

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения физических параметров пластовых флюидов. Задачей изобретения является повышение точности исследования за счет изменения схемы установки. Установка состоит из камеры высокого давления (КВД), помещенной в термостат с термометром. В КВД размещены оптические стекла. К нижней части КВД подсоединен гибкий световод, который другим концом соединен с фотодатчиком. Для ввода пробы нефти с левой стороны от КВД подсоединен игольчатый вентиль с трубопроводом, между оптическими стеклами размещают пробу нефти. С правой стороны к КВД подсоединена одним концом термопара. Другим концом термопара помещена в склянку с жидким азотом, также к правой стороне КВД с помощью трубопровода подсоединен измерительный вентиль, который нижним концом подсоединен к измерительному прессу со штоком и манометром. К прессу подсоединен с помощью трубопровода игольчатый вентиль вывода пробы. Верхняя часть КВД соединена с осветителем с набором линз. Осветитель, термопара и фотодатчик соединены с генератором-коммутатором, который соединен с самопишущим потенциометром. 1 з.п.ф-лы, 1 ил.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Изобретение относится к устройствам для определения физических параметров пластовых флюидов и может быть использовано для определения температуры насыщения нефти парафином. В процессе разведки и разработки нефтяных месторождений, например, в Тимано-Печорской провинции (ТПП) отмечены случаи осложнений, связанные с выпадением парафинов как в пластах, так и в стволах скважин и наземных коммуникациях. Для борьбы с этими осложнениями необходимо знать температуру насыщения нефти парафином при различных давлениях. Известна установка для определения температуры насыщения нефти парафином, включающая в камеру высокого давления, осветитель с набором линз, средства для ввода и вывода пробы, фотодатчик, термостат с термометром, термопару, подсоединяющую к камере высокого давления, измерительное устройство, средство для питания установки (см. ОСТ 39.034-76, с. 4). Недостатком известного технического решения, взятого нами в качестве прототипа, являются невысокая точность определения температуры насыщения нефти парафином, обусловленная нестабильностью светового потока, отсутствие стабилизации напряжения на осветителе, инертность системы при термостатировании, отсутствие в камере высокого давления устройства для задания и поддержания давления при изменении температуры в камере, отсутствие возможности автоматического слежения за процессом, отсутствие непрерывной одновременной записи температуры и фототока, отсутствие возможности перемешивания флюида в камере высокого давления. Задачей изобретения является повышение точности определения температуры насыщения нефти парафином. Поставленная задача решается тем, что установка для определения температуры насыщения нефти парафином, включающая камеру высокого давления, осветитель с набором линз, средства для ввода и вывода пробы, фотодатчик, термостат с термометром и термопару, подсоединенную к камере высокого давления, измерительное устройство, средство для питания установок, дополнительно снабжена измерительным прессом, запорным вентилем, световодом, а средство для питания установки выполнено в виде генератора-коммутатора, причем камера высокого давления, средства для ввода и вывода пробы, измерительный пресс помещены в термостат, при этом нижняя часть камеры высокого давления соединена посредством световода с фотодатчиком, а к корпусу нижней части запорного вентиля подсоединен измерительный пресс с манометром, при этом осветитель, фотодатчик и термопара соединены с генератором-коммутатором, причем последний соединен с измерительным устройством. Поставленная задача также решается тем, что средства для ввода и выбора пробы выполнены в виде игольчатых вентилей. Поставленная задача также решается тем, что измерительное устройство выполнено в виде самопишущего потенциометра. Существенными осветительными признаками заявленного изобретения являются: установка дополнительно снабжена измерительным прессом, запорным вентилем, световодом; средство для питания установки выполнено в виде генератора-коммутатора; камеры высокого давления, средства для ввода и вывода пробы, измерительный пресс помещены в термостат, при этом нижняя часть камеры высокого давления соединена посредством световода с фотодатчиком, а к корпусу нижней части запорного вентиля подсоединен измерительный пресс с манометром; кроме того, осветитель, фотодатчик и термопара соединены с генератором-коммутатором, причем последний соединен с измерительным устройством; средства для ввода и вывода пробы выполнены в виде игольчатых вентилей; измерительное устройство выполнено в виде самопишущего потенциометра. Установка для определения температуры насыщения нефти парафином приведена на чертеже и состоит из камеры высокого давления (КВД) 1, помещенной в термостат 2 с термометром 3. В камере высокого давления размещены оптические стекла 4, а к нижней части КВД 1 подсоединен гибкий световод 5, который другим концом соединен с фотодатчиком 6. Для ввода пробы нефти с левой части от КВД 1 подсоединено средство, выполненное в виде игольчатого вентиля 7 с трубопроводом 8, соединяющим игольчатый вентиль 7 с полостью камеры высокого давления (КВД) 1, в которой между оптическими стеклами 4 размещают пробу нефти (на чертеже не показано). С правой стороны КВД 1 подсоединена одним концом термопара 9, а другим концом термопара 9 помещена в склянку 10 с жидким азотом. Кроме того, с правой стороны КВД 1 с помощью трубопровода 11 подсоединен запорный вентиль 12, который нижним концом подсоединен к измерительному прессу 13 со штоком 14 и манометром для измерения давления 15. К измерительному прессу 13 также подсоединено с помощью трубопровода 16 средство для вывода пробы в виде игольчатого вентиля 17. Верхняя часть КВД 1 соединена с осветителем 18 с набором линз 19. Осветитель 18, термопара 9 и фотодатчик 6 посредством монтажных электрических проводов 20 соединены с генератором-коммутатором 21, который в свою очередь соединен с самопишущим потенциометром 22. Генератор-коммутатор 21 является блоком питания установки для определения температуры насыщения нефти парафином (УТНП) и предназначен для стабилизации напряжения при нагрузках мощностью до 150 Вт, а также для коммутации двух входных сигналов на один выход. Самопишущий потенциометр 22 предназначен для измерения интенсивности светового потока и термоЭДС, преобразованных в электрический сигнал постоянного тока, его регистрацией и записью на диаграммную ленту. Работа установки. Переводят пробу нефти из сосуда равновесия установки PVT (на чертеже не показано) в камеру высокого давления 1, при этом шток 14 устанавливают в крайнее нижнее положение. Внутреннюю полость измерительного пресса 13 и трубопровода 16 вакуумируют и заполняют солевым раствором. Через игольчатый вентиль 7 в камеру высокого давления вводят термостатированную пробу, при этом контролируют рабочее давление в системе, превышающее давление насыщения. После этого открывают игольчатый вентиль вывода пробы 17 и контролируя давление в системе выше давления насыщения вытесняют из измерительного пресса 13 сначала солевой раствор, а затем еще три объема нефтяной пробы (сумма 6,5 см3 объема камеры высокого давления и объема подводящего трубопровода от сосуда PVT и объема выводящих трубопроводов 11, трубопровода 16, увеличенного в три раза). После вытеснения вышеуказанного объема нефтяной пробы из гидросистемы игольчатый вентиль 17 закрывают. После вытеснения трех объемов нефти заполняется исследуемый объем, при закрытом игольчатом вентиле 17 выдвигают шток 14 измерительного пресса 13 на треть хода винта. Таким образом, дополнительно в систему вводят 3,5 см3 нефти для исследования. Устанавливают термодинамическое равновесие в гидросистеме и сосуде PVT (на чертеже не показано), после чего закрывают игольчатый вентиль 7. На камеру высокого давления 1 устанавливают осветитель 18, который подключают к выходу блока генератора-коммутатора 21. Замедленным движением поднимают шток 14 измерительного пресса 13, непрерывно контролируя манометром 15 падение давления до уровня не ниже давления насыщения. Подбирают оптимальную толщину пленки нефти для просвечивания, исходя из степени прозрачности нефтяной пробы и мощности светового потока. Одновременно устанавливают и регулируют яркость осветителя 18, а также нагрузку и напряжение на фотодатчик 6 таким образом, чтобы указатель шкалы потенциометра 22 установился на уровне 0,6-0,65. В процессе исследования постоянно контролируют температуру, давление. Данные параметры поддерживают постоянными. В системе устанавливают температуру пласта, которая принимается за исходное состояние и является первой ступенью отсчета, откуда начинается снижение температуры. Величина термостатирования контролируется термометром 3, термопарой 9, обводненной через генератор-коммутатор 21 с потенциометром 22, показания которых должны быть равнозначны. После этого осуществляют ступенчатое снижение температуры рабочей жидкости в термостате 2 форсированным порядком через 5oC отсчета каждой ступени и выдержкой времени, достаточного для стабилизации температуры в термостате 2 и в камере высокого давления 1, при этом показания термометра 3 и термопары 9, соединенной с генератором-коммутатором 21, и потенциометра 22 должны быть однозначны. При сближении к пpедпoлагаемой температуре насыщения нефти парафином осуществляют снижение температуры рабочей жидкости в термостате 2 форсированным порядком через 1oC отсчета каждой ступени и выдержкой времени. В процессе всего цикла снижения температуры исследуемой пробы контролируют падение давления в системе с целью поддержания заданного постоянного давления с помощью измерительного пресса 13. Результат измерения температуры и фототока непрерывно записывают на диаграммную ленту самопишущего потенциометра 22. В итоге записи диаграммы получают график "Температура - фототок", по которому отслеживают зависимость прозрачности пленки нефти от ее температуры. Заявленное изобретение в сравнении с прототипом позволяет повысить точность измерения температуры насыщения нефти парафином.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Установка для определения температуры насыщения нефти парафином, включающая камеру высокого давления, верхняя часть которой подсоединена к осветителю с набором линз, а с ее полостью соединена одним концом термопара, второй конец которой помещен в склянку с жидким азотом, устройства для ввода и вывода пробы, фотодатчик и термостат с термометром, отличающаяся тем, что она снабжена измерительным прессом с манометром, измерительным вентилем, световодом, генератором-коммутатором и самопишущим потенциометром, а камера высокого давления, устройства для ввода пробы и измерительный вентиль помещены в термостат, при этом нижняя часть камеры высокого давления соединена посредством световода с фотодатчиком, к корпусу нижней части измерительного вентиля подсоединен измерительный пресс, к которому посредством трубопровода подсоединено устройство для вывода пробы, причем осветитель, фотодатчик и термопара соединены с генератором-коммутатором, который соединен с самопишущим потенциометром. 2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что устройства ввода и вывода пробы выполнены в виде игольчатых вентилей.

bankpatentov.ru

Температура - насыщение - нефть

Температура - насыщение - нефть

Cтраница 1

Температура насыщения нефти парафином для девонского горизонта составляет 28 С, для угленосного горизонта 12 С.  [1]

Температура насыщения нефти парафином для менилитовой залежи равна 34 С, а для манявской 32 С.  [3]

Температура насыщения нефти зависит от положения скважины на структуре; ближе к ВНК.  [5]

Температура насыщения нефти парафином зависит от многих других геолого-физических факторов, в частности повышается при разгазировании нефти и увеличении давления.  [6]

Если температура насыщения нефти парафином близка к пластовой температуре, то создаются условия для выпадения АСПО в призабойной зоне пласта и нижней части ствола скважины.  [7]

Изменение температуры насыщения нефти парафином возможно в течение определенного времени разработки месторождения под влиянием происходящих изменений в самом пласте, например за счет выделения растворенного в нефти газа из-за снижения пластового давления ниже давления насыщения, что повлечет изменение компонентного состава пластовой нефти и, как следствие, интенсивность выпадения парафина.  [8]

Чго характеризует температура насыщения нефти парафином.  [9]

Абсолютная погрешность температуры насыщения нефти парафином на этом приборе составляет 1 С.  [11]

При определении температуры насыщения нефти парафином большое значение имеет темп охлаждения нефти. Поскольку сосуды, в которых находится исследуемая нефть, не снабжены устройством для перемешивания, для предотвращения образования переохлажденных растворов производится ступенчатое охлаждение с выдержкой 20 - 25 мин.  [13]

Для определения температуры насыщения нефти парафином целесообразно использовать импульсный метод фиксированного расстояния. При определении tBac этим методом измеряется амплитуда ультразвукового сигнала, прошедшего через нефть при ее охлаждении, и строится график температурной зависимости амплитуды ультразвукового сигнала. В момент перехода нефти из однофазного состояния в двухфазное наблюдается излом зависимости амплитуды ультразвукового сигнала от температуры.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Температура - насыщение - нефть

Температура - насыщение - нефть

Cтраница 2

Методика определения температуры насыщения нефти парафином основана на изучении зависимости изменения объема системы от давления и температуры.  [16]

При определении температуры насыщения нефти парафином большое значение имеет темп охлаждения нефти. Поскольку сосуды, в которых находится исследуемая нефть, не снабжены устройством для перемешивания, то для предотвращения образования переохлажденных растворов производится ступенчатое охлаждение с выдержкой 20 - 25 мин.  [17]

Этот метод определения температуры насыщения нефти парафином основан на регистрации изменения температурной зависимости показателя преломления нефти вследствие появления в ней кристаллов парафина.  [18]

Ультразвуковой метод определения температуры насыщения нефти парафином основан на регистрации изменения поглощения проходящих через нефть ультразвуковых волн при появлении кристаллов парафина.  [19]

При температуре превышающей температуру насыщения нефти парафином неньютоновские свойства нефти обусловлены формированием структуры из частиц асфальтенов.  [20]

При приближении к предполагаемой температуре насыщения нефти парафином величина ступени снижается до 0 5 С.  [22]

При температурах, ниже температуры насыщения нефти парафинами, образуется новая твердая микрофаза, состоящая из кристаллов избыточных твердых углеводородов и приводящая к образованию нового типа дисперсных частиц. Процесс формирования новой твердой фазы начинается с появления в метастабильной перенасыщенной из-за снижения температуры нефти зародышей кристаллов - мельчайших частиц наиболее высокоплавких парафинов.  [23]

За основной критерий взята температура насыщения нефти парафином Гнас, при которой из нефти начинается массовое выпадение твердой фазы.  [24]

За основной критерий взята температура насыщения нефти парафином Тж, при которой из нефти начинается массовое выпадение твердой фазы.  [25]

Каким образом определяется величина температуры насыщения нефти парафином.  [26]

Сущность этого метода определения температуры насыщения нефти парафином состоит в том, что при постепенном охлаждении предварительно нагретой исследуемой нефти, содержащей парафин в растворенном состоянии, достигается такая температура / нас, при которой парафин начинает выкристаллизовываться из нефти.  [27]

При температурах, прввышашр температуру насыщения нефти парафином, т.е. в условиях, когда парафины находятся в растворенном состоянии в нефти, реологические свойства бе основном определяются содержанием асфаль енов И смол, а также дисперсностью4 и состоянием ассоциато асфальтеноя.  [28]

Получение достоверных результатов по температуре насыщения нефти парафином во многом зависит от качественного отбора проб нефти для исследования, а также перевода отобранных проб в установки для проведения определений.  [29]

От каких факторов зависит величина температуры насыщения нефти парафином.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Определение - температура - насыщение

Определение - температура - насыщение

Cтраница 2

Рассмотрим некоторые способы определения температуры насыщения, наиболее часто встречающиеся в практике выращивания кристаллов.  [16]

Сущность этого метода определения температуры насыщения нефти парафином состоит в том, что при постепенном охлаждении предварительно нагретой исследуемой нефти, содержащей парафин в растворенном состоянии, достигается такая температура / нас, при которой парафин начинает выкристаллизовываться из нефти.  [18]

Прибор ПТП предназначен для определения температуры насыщения пластовой и дегазированной нефти парафином, пластовой и дегазированной воды солями фотометрическим методом.  [19]

Возможности ряда других методов определения температуры насыщения ( и степени пересыщения) растворов, основанных на измерении их плотности, вязкости, показателя преломления, рассмотрены, например, Дж. По-видимому, наиболее перспективным является использование зависимости плотности растворов от их концентрации.  [20]

Какие факторы повышают погрешности определения температуры насыщения нефти парафином.  [21]

Ниже описаны аппаратуры и методы определения температуры насыщения нефти парафином: визуальный, рефрактометрический, фотометрический, ультразвуковой и на приборе ПТП при переходе ее из однофазного состояния в двухфазное.  [23]

В настоящее время разработан ряд методов определения температуры насыщения, основанных на регистрации изменения различных физических параметров нефти при появлении в ней кристаллов парафина.  [24]

В настоящее время разработан ряд методов определения температуры насыщения, основанных на регистрации изменения различных физических параметров нефти при появлении в ней кристаллов парафина.  [26]

В какой последовательности выполняются работы по определению температуры насыщения нефти парафином.  [27]

Из схемы ( см. рис. 12.8) также следует, что при определении температуры насыщения дегазированной нефти следует вводить поправки, учитывающие влияние газосодержания и давления на температуру насыщения, для оценки температуры насыщения пластовой нефти при различных давлении и газосодержании.  [29]

При небольшой растворимости или при большой вязкости раствора, когда процессы роста идут замедленно и изменения на поверхности кристалла улавливаются с трудом, определение температуры насыщения производится путем измерения скоростей роста и растворения пробного кристалла при нескольких температурах. Далее строятся графики зависимости обеих скоростей от температуры. Продолжение этих графиков до оси температур дает две точки на оси, в интервале между которыми ( упомянутая выше вилка) и лежит точка насыщения раствора. При отсутствии мертвой зоны и известном навыке в измерении скоростей размер вилки не превышает первых десятых градуса. Если, опять-таки, обнаруживается мертвая зона, то точкой насыщения считают точку пересечения кривой скорости растворения с осью температур, поскольку в скоростях растворения мертвая зона наблюдается редко.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Температура насыщения нефти парафином

Количество просмотров публикации Температура насыщения нефти парафином - 272

Под температурой насыщения пластовых нефтей парафином (tнас) принято понимать такая температура, при которой нефть из однофазного состояния при условии термодинамического равновесия переходит в двухфазное (жидкость + твердая фаза). Твердая фаза, выпадающая из нефти наряду с парафинами, содержит также смолы, асфальтены и жидкие углеводороды, всю фазу обычно называют парафином.

В пластовых условиях нефти бывают насыщены парафином в различной степени. Насыщенность пластовых нефтей парафином характеризуют разностью между пластовой температурой и температурой насыщения нефти парафином. По величинœе насыщенности парафином пластовые нефти условно разделяют следующим образом.

1. насыщенные или близкие к насыщению парафином (температура насыщения нефти парафином равна или близка к пластовой tнас ≈ tпл).

2. недонасыщенные парафином (температура насыщения пластовой нефти парафином ниже пластовой tнас < tпл).

3. нефти с большей степенью недонасыщенности парафином или практически не содержащие парафина.

На рис. 6.4 приведена схематическая зависимость температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления.

Рисунок 6.4 – Схема зависимости температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления.

К основным методам определœения температуры насыщения нефти парафином относятся: визуальный, рефрактометрический, фотометрический, ультразвуковой.

Визуальный метод определœения температуры насыщения.

Сущность этого метода определœения температуры насыщения нефти парафином состоит в том, что при постепенном охлаждении предварительно нагретой исследуемой нефти, содержащей парафин в растворенном состоянии, достигается такая температура tнас, при которой парафин начинает выкристаллизовываться из нефти.

Рефрактометрический метод определœения температуры насыщения.

Этот метод определœения температуры насыщения нефти парафином основан на регистрации изменения температурной зависимости показателя преломления нефти вследствие появления в ней кристаллов парафина.

Фотометрический метод определœения температуры насыщения.

Фотометрический метод определœения tнас основан на регистрации изменения интенсивности проходящего через нефть светового потока. Изменение светового потока связано с появлением кристаллов парафина в нефти при ее переходе из однофазного состояния в двухфазное и зависит от концентрации взвешенных частиц парафина.

Ультразвуковой метод определœения температуры насыщения.

Ультразвуковой метод определœения температуры насыщения нефти парафином основан на регистрации изменения поглощения проходящих через нефть ультразвуковых волн при появлении кристаллов парафина.

16 Асфальто-смолистые и парафиновые отложения. Методы борьбы и предупреждения АСПО.

АСПО представляют сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 мас.%), асфальтосмолистых веществ (20-40 мас.%), силикагелœевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Парафины в АСПО – углеводороды метанового ряда от С16Н34 до С64Н130, устойчивы к воздействию химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе. Высокомолекулярные парафины углеводороды от С37Н74 до С53Н108 – церезины характеризуются более высокой температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью.

Асфальтосмолистые вещества (АСВ) – сложные смеси, в состав которых входят атомы углерода, водорода, кислорода, серы, желœеза, магния, ванадия, никеля и других веществ.

Смолы – аморфные вещества от красноватого до темно-коричневого цвета͵ их химическое строение подобно строению асфальтенов. Смолы являются цементирующим звеном при отложениях парафинов. Относительная плотность смол от 0,99 до 1,08. Содержание серы и азота колеблется от 3 до 12%.

Асфальтены являются сложными высокомолекулярными гетероорганическими соединœениями нефти. Это блестящие хрупкие неплавкие твердые порошкообразные вещества черно-коричневого цвета͵ относительной плотностью более 1. В асфальтенах содержится в % около 80-86 углерода, 7-9 водорода, до 9 серы, 1-9 кислорода и до 1,5 азота.

К факторам, влияющим на образование парафиновых отложений, относятся: температура, давление, содержание механических примесей, сернистых соединœений, асфальтосмолистых веществ, присутствие воды, пузырьков газа, физико-химический состав углеводородной смеси, гидродинамическая характеристика потока, состав твердых углеводородов и др.

17 Классификация вод, выносимых из скважины: пластовая, техногенная, конденсационная, связанная.

· а) конденсатные воды, представляющие обычные краевые воды, увлеченные в скважины газом или захваченные таким путем пары воды из газонасыщенной части пласта͵ конденсирующиеся в осушителях;

· б) конденсационные воды, сконденсировавшиеся в пласте при формировании залежей, причем состав вод, так же как и паров из залежей может значительно отличаться от состава обычных краевых и подошвенных вод.

Связанная вода — это вода, удерживаемая на поверхности твердых частиц силами электрического заряда.

Формы залегания воды в породах. В горных породах вода находится в субкапиллярных, капиллярных и сверхкапиллярных пустотах. Учитывая зависимость отразмера пустот она находится в различных формах (рис. 7.1).

 

Рисунок 7.1 – Воды в породах (по А. А. Карцеву): 1 – минœеральные частицы пород: 2 –минœералы с включениями воды; вода:

3 – адсорбированная; 4 – липосорбированная; 5 – капиллярная

6 –стыковая (пендулярная): 7 – сорбционно-замкнутая:

8 – свободная гравитационная; 9 –парообразование в свободной воде

В субкапиллярных пустотах вода обволакивает минœеральные частицы и как бы входит в состав минœералов. На поверхности минœерального основания находится связанная вода, образующая два слоя.

Непосредственно поверхность минœералов обволакивается адсорбированной водой слоем в несколько молекул. Эта вода удерживается очень большим давлением (до 1000 МПа) и по свойствам близка к твердому телу.

Слой адсорбированной воды покрывается слоем сорбированной воды, толщина которого может достигать нескольких сот диаметров молекул. В поровом пространстве в местах сближения минœеральных частиц появляется так называемая стыковая вода, которая отделяется от основной массы капельно-жидкую воду.

В капиллярных пустотах находится капиллярная вода. При сплошном заполнении пор она может передавать гидростатическое давление, при частичном заполнении подчиняется лишь менисковым силам. В сверхкапиллярных пустотах в капельно-жидком состоянии находится свободная гравитационная вода. Эта вода свободно передвигается под действием гравитационных сил и передает гидростатическое давление. Именно она замещается нефтью и газом при формировании залежей.

Виды вод нефтяных и газовых месторождений. С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

К чуждым или посторонним относят воды в соответствии с представленной схемой

Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.

18 Состав и классификация пластовых вод. Методы определœения типа воды. Виды остаточной воды.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта͵ физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всœегда растворено неĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ количество солей. Больше всœего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).

referatwork.ru