CN102782492B - 用于评价沥青质沉积抑制剂的系统和方法 - Google Patents
用于评价沥青质沉积抑制剂的系统和方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102782492B CN102782492B CN201180011005.9A CN201180011005A CN102782492B CN 102782492 B CN102782492 B CN 102782492B CN 201180011005 A CN201180011005 A CN 201180011005A CN 102782492 B CN102782492 B CN 102782492B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fluid
- microfluidic
- sample
- millifluidic system
- millifluidic
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 title claims abstract description 51
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 216
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 37
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 23
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 47
- VIKNJXKGJWUCNN-XGXHKTLJSA-N norethisterone Chemical compound O=C1CC[C@@H]2[C@H]3CC[C@](C)([C@](CC4)(O)C#C)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 VIKNJXKGJWUCNN-XGXHKTLJSA-N 0.000 claims description 27
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 24
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 claims description 11
- PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N Aniline Chemical compound NC1=CC=CC=C1 PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- -1 benzocyclobutane diene Chemical class 0.000 claims description 8
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 7
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000001555 benzenes Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000005605 benzo group Chemical group 0.000 claims description 3
- UMIVXZPTRXBADB-UHFFFAOYSA-N benzocyclobutene Chemical compound C1=CC=C2CCC2=C1 UMIVXZPTRXBADB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000005575 polycyclic aromatic hydrocarbon group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 3
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000003944 tolyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 13
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 11
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 11
- 230000004520 agglutination Effects 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 7
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- GXDHCNNESPLIKD-UHFFFAOYSA-N 2-methylhexane Natural products CCCCC(C)C GXDHCNNESPLIKD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 4
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 3
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 3
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 3
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N pyridine Substances C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- WGECXQBGLLYSFP-UHFFFAOYSA-N 2,3-dimethylpentane Chemical compound CCC(C)C(C)C WGECXQBGLLYSFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BZHMBWZPUJHVEE-UHFFFAOYSA-N 2,3-dimethylpentane Natural products CC(C)CC(C)C BZHMBWZPUJHVEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AORMDLNPRGXHHL-UHFFFAOYSA-N 3-ethylpentane Chemical compound CCC(CC)CC AORMDLNPRGXHHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VLJXXKKOSFGPHI-UHFFFAOYSA-N 3-methylhexane Chemical compound CCCC(C)CC VLJXXKKOSFGPHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 150000003949 imides Chemical class 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 2
- OSSNTDFYBPYIEC-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylimidazole Chemical compound C=CN1C=CN=C1 OSSNTDFYBPYIEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AEXMKKGTQYQZCS-UHFFFAOYSA-N 3,3-dimethylpentane Chemical class CCC(C)(C)CC AEXMKKGTQYQZCS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 description 1
- 230000004308 accommodation Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 239000000975 dye Substances 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 230000005520 electrodynamics Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000006355 external stress Effects 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- 229920006150 hyperbranched polyester Polymers 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000004377 microelectronic Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N polynoxylin Chemical compound O=C.NC(N)=O ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000007639 printing Methods 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000007614 solvation Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 125000002769 thiazolinyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
- G01N21/75—Systems in which material is subjected to a chemical reaction, the progress or the result of the reaction being investigated
- G01N21/77—Systems in which material is subjected to a chemical reaction, the progress or the result of the reaction being investigated by observing the effect on a chemical indicator
- G01N21/82—Systems in which material is subjected to a chemical reaction, the progress or the result of the reaction being investigated by observing the effect on a chemical indicator producing a precipitate or turbidity
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2823—Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01L—CHEMICAL OR PHYSICAL LABORATORY APPARATUS FOR GENERAL USE
- B01L3/00—Containers or dishes for laboratory use, e.g. laboratory glassware; Droppers
- B01L3/50—Containers for the purpose of retaining a material to be analysed, e.g. test tubes
- B01L3/502—Containers for the purpose of retaining a material to be analysed, e.g. test tubes with fluid transport, e.g. in multi-compartment structures
- B01L3/5027—Containers for the purpose of retaining a material to be analysed, e.g. test tubes with fluid transport, e.g. in multi-compartment structures by integrated microfluidic structures, i.e. dimensions of channels and chambers are such that surface tension forces are important, e.g. lab-on-a-chip
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Pathology (AREA)
- Immunology (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Plasma & Fusion (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Abstract
本发明公开了一种确定沥青质沉积抑制剂在油田应用中的有效性的方法。所述方法典型地包括以下步骤：将油井流体引入微流体/毫流体系统中；将沥青质沉积抑制剂与载体的混合物引入所述微流体/毫流体系统中；将沉淀剂（通常包含庚烷）引入所述微流体/毫流体系统中；可任选地将甲苯引入所述微流体/毫流体系统中；随后观察在微流体/毫流体系统中是否存在沥青质的凝集。
Description
相关专利申请的交叉引用
本申请要求于2010年2月24日提交的美国临时申请序列No.61/338,828的优先权。
技术领域
本发明涉及评价潜在的沥青质沉积抑制剂的系统和方法，更具体而言，本发明涉及用于在现场或接近现场处检测原油等中的潜在沥青质沉积抑制剂的改善工艺。
背景技术
原油中通常包含一种或多种固体，例如沥青质、蜡（包括石蜡）、水合物和污垢等等。此外，通常在某种意义上，在采油过程中，通过伸展很长的管道以液体的形式输送石油（例如，原油）。原油中的这些固体沉积至管道的内表面上对原油流过这些管道产生严重的不利影响。
特别是，沥青质是原油中极性最强的成分之一，并且通常在诸如石油中温度、压力和/或组成的改变（这些变化是由调和工艺或者物理/化学工艺造成的）之类的外部应力作用下而发生沉淀。当通过管道输送原油时，例如通过生产管线将原油从地质构造输送至井口，或者通过管线将原油从井口或储存容器传送至精炼厂时，沥青质通常会与其他固体（例如，石蜡）一同沉淀。沥青质沉积物能够堵塞井下管材、井眼，阻塞管道并影响分离设备的工作。沉积的沥青质可能结垢并导致加工设备堵塞，因此沉积的沥青质是不利的。
在许多条件下，存在于流体中的固体会一直溶解在流体中。然而，当管道中发生沉积时，通常这是不利的，这是因为沉积的固体可能至少部分阻塞管道，导致流体在管道中的流速下降，并且需要花费高昂的费用和很长的时间来清理管道，以恢复可接受的最大或最小的流体流速。
沥青质通常是多环芳香族化合物，其被烷基以及杂原子（例如，氧、氮和硫）和金属原子（例如，Ni、V或Fe）以各种不同方式进行取代。
沥青质通常大量存在于重质原油和精炼油中，并且，由于沥青质尺寸小以及石油或石油流中其他类型的分子所可能具有的溶剂化效应，因此沥青质在溶液中保持悬浮状态。有时将若干种分子的这些结构称为沥青质颗粒。沥青质颗粒的尺寸通常小于20纳米，但其尺寸可随着多种因素（例如，沥青质颗粒在石油中的浓度）的不同而改变。
已知当将两种或更多种未处理的石油原油和/或精加工流体调和到一起时，不溶性沥青质可发生沉淀，从而导致不溶性沥青质形成沥青质凝集体或大块沉淀的沥青质颗粒簇或分子簇，这些颗粒簇或分子簇是由于相互吸引作用而粘合在一起的。据信当将非极性石油和/或精加工流体调和至含有沥青质的石油中时，这种现象会更加明显。有时，仅凭肉眼就能够观察到这些凝集体，并且在物理性质和光学性质上，这些凝集体通常比周围的石油混合物（凝集体从其中沉淀出来）更为致密。这些凝集体倾向于缓慢沉淀。
发明内容
以下将更详细地描述本发明，其中，本发明的一方面是一种确定潜在沥青质沉积抑制剂在油田应用中的有效性的方法，所述方法包括以下步骤：a)获得原油样品并将所述样品引入微流体/毫流体系统（microfluidic/millifluidicsystem）中；b)将第一流体引入所述微流体/毫流体系统中，其中所述第一流体含有潜在沥青质沉积抑制剂与载流体的混合物；c)将含有沉淀剂的第二流体引入所述微流体/毫流体系统中；以及d)将含有芳香族溶剂的第三流体引入所述微流体/毫流体系统中；其中使所述第一流体、所述第二流体和所述第三流体与所述样品接触，从而允许观察沥青质的凝集。
在一个实施方案中，所述微流体/毫流体系统包括微流体/毫流体装置，其可操作地连接到观察装置和混合腔室，在该混合腔室中将第一流体、第二流体和第三流体组合。所述微流体/毫流体系统可操作地连接到处理单元。可以由使用者操作所述处理单元（例如，计算机），从而调节第一流体、第二流体和/或第三流体向混合腔室中的流动。可以由使用者操作所述处理单元，从而调节第一流体、第二流体和/或第三流体流向微流体/毫流体装置中的流动。所述观察装置可以是能够观察到一种或多种流体与原油样品的组合的任何合适的装置，并且所述观察装置可操作地连接至所述处理单元。通常，所述观察装置是能够放大并能对所述组合照明的显微镜。所述处理单元能够捕获所述组合（一种或多种流体与原油样品的组合）的图像。
可以操作处理单元来调节单一一种流体流入混合腔室。例如，这可以通过调节施加于容纳各种流体的注射器上的压力而实现。
在一个实施方案中，在第二流体与样品接触之前，使第一流体与样品接触。在另一个实施方案中，在第二流体与样品接触之前，使第一流体和第三流体与样品接触。在另一个实施方案中，在第一流体与样品接触之前，使第二流体和/或第三流体与样品接触。在又一个实施方案中，在第一流体与样品接触之前，使第二和/或第三流体与样品接触。应当理解的是，可根据需要，使第一流体、第二流体或第三流体中的任何流体按照任何顺序与样品接触，或者使其同时与样品接触。或者，可替代的方式是，在与样品接触之前，使第一流体、第二流体或第三流体中的任何流体彼此接触。
本发明的方法可以在短时间内确定潜在的沥青质抑制剂是否可行。此外，本发明的方法仅需要使用少量（例如，毫升或微升）的原油样品和上述流体来对潜在沥青质抑制剂进行评价。因此，与现有技术中确定沥青质抑制效果的方法形成对比的是，本发明能够实现最短的反馈时间（turn-aroundtime）、微小的样品容量，并且原油样品的用量和浓度较低。本发明还能够对处理流体、地层流体和在石油开采工艺中使用的其他流体进行现场或接近现场评价或优化。本发明可以具体化为现场台式工具（on-sitebenchtoptool）或接近现场工具。
附图简要说明
图1为用于筛选潜在的沥青质抑制剂的一个实施方案的示例性示意图，其中溶剂、抑制剂、原油按照程序被注入较小的反应器中，并通过显微镜监测并记录其凝集情况。
优选实施方案详述
来自地质岩层的原油通常含有固体，所述固体通常为蜡、沥青质、硫、矿物质（例如，污垢）和水合物的形式。当通过管线输送原油时，例如通过管线从地质岩层输送至井口或者从井口或储存容器输送至精炼厂时，压力、温度、组成（或者流动原油的其他参数）等方面的变化可导致固体沉积在管壁和表面上。
沉淀是指由液相中形成了固相，并且如本文所用，沉淀是指固体在大量流体部分中保持悬浮状态的同时而发生团聚。沉积是指沉淀的固体在表面上形成沉淀固体层并且该固体层进行生长，并且如本文所用，沉积是指团聚的固体失去悬浮状态，并且在管道或管材的内壁上形成了团聚材料的覆层。本文所用的凝集是指沉淀或沉积，或者，其是指沉淀和沉积的组合。
含有沥青质的沉积固体能够导致管道中的原油或其他流体的流速降低，并且需要花费时间进行清理，以及需要关闭导管以恢复至最大流速，而这可导致高昂的花费。了解特定原油样品中可能发生沉淀或沉积时的参数以及使用沉积抑制剂（例如，沥青质沉积抑制剂）能够使原油流速的降低最小化。
传统上，抑制剂对抑制沥青质沉积的效力涉及井下条件或复杂的装置，通过这样的工艺进行筛选通常很慢（通常要花费一周或更长的时间），并且每次仅能筛选一种或几种沥青质抑制剂。许多现有技术都是在井下条件中进行。这些条件（高温高压）几乎不可能进行高通量筛选。此外，由于不同的地下岩层或不同的油井中的原油组成可能存在极大的差异，因此，难以预见某一种沥青质沉积抑制剂能够在任何特定现场都能起作用。从特定现场或油井对原油取样，并随后使用常规方法测试该样品通常是非常困难的任务，这可能要花费长达一周的时间。
因此，本发明满足了人们对如下改进方法的需求，该方法用以测试来自特定现场的原油与一种或多种潜在的沥青质抑制剂的相容性或该抑制剂的有效性。本发明的方法比常规的测试方法更为有效，并且仅需要最少量的原油样品。与每次只能筛选一种化合物的速度较慢的常规筛选不同的是，本发明方法和系统还能够快速筛选多种化合物。因此，筛选潜在的沥青质沉积抑制剂所需的时间被压缩至最短时间。可以使用光学显微镜或其他类似的装置来测量潜在的抑制剂在防止沥青质在原油中或在表面上发生凝集的有效性。
本发明简化了筛选方法，因此可以使用现场工艺或接近现场的工艺。
在一个实施方案中，使用了高通量的毫流体或微流体装置（下文称为“微流体/毫流体装置”）。可以将高通量的微流体/毫流体装置引入微流体/毫流体系统中。在其最简单的实施方案中，微流体/毫流体系统包括多个组件，其包括：（1）观察装置，（2）一个或多个混合腔室，（3）一个或多个流体源，以及（4）微流体/毫流体装置。可将各组件可操作地连接至一个或多个其他组件。例如，微流体/毫流体装置可以可拆除地连接到观察装置（通常为显微镜，更通常为光学显微镜）。在一个实施方案中，观察装置是与照相机连接的光学显微镜，该照相机能够捕获通过所述显微镜获得的图像。作为另一例子，流体源可以通过一个或多个管路而可操作地连接至混合腔室，从而使得流体能够由流体源流至混合腔室。
流体源可包含任意数量的用于测试沥青质团聚的流体。在一些实施方案中，一个或多个流体源包含：(i)含有潜在的沥青质沉积抑制剂的载流体，通常为甲苯，(ii)沉淀剂，(iii)芳香族溶剂，(iv)原油样品或经稀释的原油样品。在其他实施方案中，所使用的流体源少于上述流体源。在其他实施方案中，所使用的流体源多于上述流体源。
在一个特定的实施方案中，有四个流体源。第一流体源含有潜在的沥青质沉积抑制剂与载流体（通常为甲苯）的混合物。第二流体源含有沉淀剂，其通常为庚烷、或庚烷异构体，例如异庚烷。第三流体源是芳香族溶剂，例如甲苯、苯等。第四流体源含有原油样品或经稀释的原油样品。通常的情况是，流体源（例如，第一流体源、第二流体源等）包括容纳特定流体的注射器。注射器的一端可操作地连接到能够向活塞施加压力的调节器，而另一端可操作地连接至管路，当通过调节器向注射器活塞施加压力时，管路引导流体从注射器腔体流过该管路。
在一个实施方案中，一个或多个或所有这些组件可操作地连接至一个或多个中央处理单元。中央处理单元（CPU）能够调节并操控各种参数，例如流速、混合速率、开启/停止、图像捕获等。通常，中央处理单元为计算机。计算机可以装有这样的软件，该软件能够操控泵、混合器、微流体/毫流体系统的任何可移动/可变动的组件等，还能够储存并跟踪由观察装置捕获的图像。在一个实施方案中，一个中央处理单元对一种或多种液体由各自的液体源流至混合腔室的流速进行调节和操控；对混合液体流经微流体/毫流体装置的流速进行调节和操控；通过显微镜储存原油样品与潜在的沥青质沉积抑制剂的混合以及它们之间的相互作用的图像，使得能够跟踪并观察任何团聚现象；并且调节一种或多种流体与原油样品在混合腔室中的混合。还应当理解的是，可以使用一个以上的CPU；例如，可以使用一个CPU来调节微流体/毫流体系统的流速和混合速率，而使用另一个CPU来捕获并储存微流体/毫流体装置中的任何潜在的团聚图像。还应当理解的是，可以通过远程控制的方式将一个或多个CPU连接至微流体/毫流体系统，例如通过网络或其他手段进行连接。
微流体/毫流体装置通常由流体通道构成，这些流体通道的横向尺寸很小，在几十微米至几百微米至几千微米范围内，并且微流体/毫流体装置被设置为在极小的体积流速下操作。本发明的微流体装置通常是这样的装置，该装置能够对位于在平坦基底上蚀刻的微米尺寸的通道中的流体进行分析，其中压力或作用力引导这些流体通过各种相互连接的通道或腔室。类似的是，本发明的毫流体装置通常是这样的装置，该装置能够对位于在平坦基底上蚀刻的毫米尺寸的通道中的流体进行分析，其中压力或作用力引导这些流体通过各种相互连接的通道或腔体。在一个实施方案中，微流体/毫流体装置由玻璃板或聚合物板构成，所述玻璃板或聚合物板具有由通过蚀刻、模制或印刷形成的二维或三维通道和腔室构成的预定图案。该通道的至少一个截面尺寸为约0.1μm至约5000μm。在一个实施方案中，该尺寸为约500μm至约5000μm。在另一个实施方案中，该尺寸可为约1μm至约100μm。该尺寸还可为约5μm至约100μm。使用这种数量级的尺寸能够在较小的区域内引入更多的通道、腔体或样品室，并且能够使用更小体积的试剂、样品和其他流体，从而对所需样品进行制备或分析操作。
在一个示例性实施方案中，微流体/毫流体包括两个基层，在这两个基层之间为与这两个基层中的一者或两者相连的中间层。所述中间层限定具有一个或几个空腔或通道的图案或几何结构。在一些实施方案中，中间层形成为各空腔或通道的侧壁和/或顶壁和底壁中的一者（其中一个基层形成为顶壁/底壁中的另一者）。在其他实施方案中，中间层形成为侧壁，一个基层形成为顶壁，而另一个基层形成为底壁。在这两种实施方案中，中间层具有足够的弹性以充分封闭所述基层中的一者或两者。在其他实施方案中，存在不止一个中间层，其中每两个中间层被中间基层隔开。可以按照以上阐释的方式形成通道，或者通过使中间基层中的缝隙或孔互通而在相邻的隔层中形成通道。
可以对通道或腔室进行预处理，以改变玻璃通道或聚合物通道的表面性质，并且通道或腔室可以包括常规的微电子装置，例如泵、阀或加热元件。可以通过利用电动力（即施加电场）或通过向整个通道施加压力梯度，从而实现流体在通道内的输送。
在这种微流体/毫流体装置中进行的测量种类可以包括测定样品浓度、反应性、相对流速、粘度、流体阻力或电阻率。
在一个实施方案中，微流体/毫流体系统可以具有一个或多个腔室或混合腔室、以及连接这些腔室的通道，这些腔室或混合腔室被蚀刻、连接或切割于板中。这些腔室起到储液池的作用，以储存各流体或流体混合物、以及原油样品流体、标准流体、用于稀释的缓冲剂、染料、或试剂，以及起到废液腔室的作用。这些腔室与上述通道连接，从而能够将这些流体混合。在泵或电动力的作用下使流体通过通道。可以将光电倍增器引入至通道网络中的任何点，但优选引入至已发生全部混合并且能够观察反应并且/或者捕获图像的通道部分。
本文所用的微流体/毫流体装置的特征在于使用了这样的流体输送和引导系统，该系统利用机械泵或阀，或者通过施加外部压力或电动力流动，从而选择性地使流体流动并引导流体通过包含在装置或系统中的相互连接的一系列通道（如上面所阐述的那样）。
在应用中，可以预先确定测量方案，并将其写成简单的软件程序，从而通过使用CPU来控制泵、混合器和流体流速。如果需要的话，可以将待测流体、标准流体和其他试剂或流体引入位于微流体/毫流体板上的接收器或腔室。可以使用标准移液管手动引入体积较小的测试化合物，或者自动引入测试化合物。在一些实施方案中，接收器、腔体和/或腔室通常需要少于100微升、通常少于50微升、更通常少于25微升的流体。
可将本发明的微流体/毫流体装置引入台式仪器中，该台式仪器可以用于一种或多种微流体/毫流体应用。台式仪器可以包括微流体/毫流体系统、具有腔室和通道的微流体/毫流体装置、激发源、合适的过滤器和光电倍增器以及用于测试结果的储存单元。可以在接近或贴近基底观察区域处安装分析装置或观察装置，从而（例如）检测是否沿着基底的一部分形成凝集体。可以将计算机可操作地连接至台式仪器的一个或多个组件，从而（例如）监测并捕获凝集体的形成等。
在本发明的方法中，可以利用所述步骤来获得大量的关键测量数据，在典型的实施方案中，关键的测量数据为潜在的沥青质沉积抑制剂在沥青质凝集中的有效性。在另一个实施方案中，本发明可以用于原油中同样易于沉积的其他成分，例如石蜡等；在这种情况下，关键测量为检测石蜡沉积抑制剂或其混合物的有效性。
在一个实施方案中，本发明是一种确定潜在的沥青质沉积抑制剂在油田应用中的有效性的方法，所述方法包括以下步骤：将油井流体引入微流体/毫流体系统中；将含有潜在的沥青质沉积抑制剂与载流体的混合物的第一流体引入微流体/毫流体系统；将包含沉淀剂的第二流体引入微流体/毫流体系统中；随后观察在微流体/毫流体系统中是否存在沥青质凝集。在另一个实施方案中，将包含芳香族溶剂的第三流体引入微流体/毫流体系统中。
通常情况下，沉淀剂为正烷烃，但沉淀剂可为促进原油中沥青质的团聚的任何合适的试剂。在一个实施方案中，沉淀剂为庚烷或正庚烷。在另一个实施方案中，沉淀剂为庚烷的异构体或对映异构体，包括（但不限于）异庚烷、新庚烷、3-甲基己烷、2,3-二甲基戊烷、2,4-二甲基戊烷、3,3-二甲基戊烷、3-乙基戊烷和/或2,2,3-三甲基丁烷。
通常情况下，载流体为甲苯，但其可以为任何适合的载流体，例如为芳香烃，包括（但不限于）苯、二甲苯、苯胺、苯酚、烷基苯和/或类似物。
芳香族溶剂通常为甲苯，但可以是适于原油的任何其他合适的芳香族溶剂，包括（但不限于）苯、二甲苯、萘、苯胺、烷基苯、苯衍生物、多环芳烃（例如，苯并环丙烯、苯并环丙烷、苯并环丁二烯和苯并环丁烯）和/或类似物。
在另一个更具体的实施方案中，本发明是确定潜在的沥青质沉积抑制剂在油田应用中的有效性的方法，所述方法包括下列步骤：a)获得原油样品并将该样品引入微流体/毫流体系统中；b)将含有潜在的沥青质沉积抑制剂与甲苯的混合物的第一流体引入微流体/毫流体系统；c)将包含庚烷的第二流体引入微流体/毫流体系统中；以及d)将含有甲苯的第三流体引入微流体/毫流体系统中；其中通过使所述第一流体、第二流体和第三流体与所述样品接触，从而可以观察沥青质的凝集。
通常情况下，流体由流体源引出，在一些实施方案中，如本文所阐释的那样，流体源为容纳特定流体的注射器，该注射器与微流体/毫流体装置相连。例如，第一注射器装有原油，第二注射器装有潜在抑制剂和甲苯，第三注射器装有庚烷，并且第四注射器装有纯甲苯。已知当存在约65%的庚烷时，沥青质在原油中沉淀或团聚。混合所述流体，从而可通过对本体或表面附近的凝集体进行直接拍照以测试潜在抑制剂对沥青质凝集的作用。
应当理解的是，本发明的潜在沥青质沉积抑制剂可以是化学品或化合物，或者是单一种类的已知或者潜在的沥青质沉积抑制剂，或者为已知或者潜在的沥青质沉积抑制剂的复合物（compound）。然而，还应当理解的是，本发明的沥青质沉积抑制剂可表示由不同的沥青质沉积抑制剂、或若干种类的沥青质沉积抑制剂、或沥青质沉积抑制剂复合物构成的组合（cocktail）或混合物。
在一个实施方案中，微流体/毫流体系统中包括微流体/毫流体装置，所述微流体/毫流体装置可操作地连接到观察装置和混合腔室，在该混合腔室中将第一流体、第二流体和第三流体组合。所述微流体/毫流体系统可操作地连接至处理单元。可以由使用者操作所述处理单元（例如，计算机），从而调节第一流体、第二流体和/或第三流体向混合腔室中的流动。可以由使用者操作所述处理单元，从而调节第一流体、第二流体和/或第三流体流向微流体/毫流体装置中的流动。所述观察装置可以是能够观察到一种或多种流体与原油样品的组合的任何合适的装置，并且所述观察装置可操作地连接至所述处理单元。通常，所述观察装置是能够放大并能对所述组合照明的显微镜。所述处理单元能够捕获所述组合（一种或多种流体与原油样品的组合）的图像。
可以操作处理单元来调节单一一种流体流入混合腔室。这可以通过调节施加于容纳各种流体的注射器上的压力而实现。
在一个实施方案中，在第二流体与样品接触之前，使第一流体与样品接触。在另一个实施方案中，在第二流体与样品接触之前，使第一流体和第三流体与样品接触。在又一个实施方案中，在第一流体与样品接触之前，使第二流体和/或第三流体与样品接触。在又一个实施方案中，在第一流体与样品接触之前，使第二和/或第三流体与样品接触。应当理解的是，根据需要，可以使第一流体、第二流体或第三流体中的任何流体按照任何顺序与样品接触，或者使其同时与样品接触。
本发明的潜在的沥青质沉积抑制剂防止沥青质凝集。已知的沥青质抑制剂的一些例子包括（但不限于）：脂肪族磺酸；烷基芳基磺酸；芳基磺酸盐；木质素磺酸盐；烷基酚/醛树脂和类似的磺化树脂；聚烯烃酯；聚烯烃酰亚胺；具有烷基、亚烷基苯基或亚烷基吡啶基官能团的聚烯烃酯；聚烯烃酰胺；具有烷基、亚烷基苯基或亚烷基吡啶基官能团的聚烯烃酰胺；具有烷基、亚烷基苯基或亚烷基吡啶基官能团的聚烯烃酰亚胺；烯基/乙烯基吡咯烷酮共聚物；聚烯烃与马来酸酐或乙烯基咪唑的接枝聚合物；超支化聚酯酰胺；以及聚烷氧基化沥青质。在一些实施方案中，用于本发明方法中的潜在沥青质沉积抑制剂包含上面所提及的化合物中两种或更多种的混合物，或者一种或多种上述化合物与潜在的或尚未经鉴定的沥青质沉积抑制剂所构成的混合物。在一些实施方案中，潜在的沥青质沉积抑制剂为还有待确定的抑制剂。
因此，本发明非常适于实施所述的目的并且达到所述的目标以及优点，以及其他本发明固有的优点。虽然通过特定优选实施方案描述并示意了本发明，并且对本发明进行了限定，但是这些内容并不表示对本发明的限制，并且不能推断出这样的限制。如所述领域的普通技术人员所想到的那样，可以在形式和功能上对本发明进行显著的变形、改变和等价变更。本发明所示出和说明的优选实施方案仅是示例性的，并且并非穷尽本发明的范围。因此，本发明的范围仅通过随附的权利要求书的精神和范围来限制，从而保护所有等同形式。
Claims (19)
1.一种对用于油田应用的潜在的沥青质沉积抑制剂进行筛选的方法，包括以下步骤：
-将油井流体引入微流体/毫流体系统中；
-将第一流体引入所述微流体/毫流体系统中，使得所述第一流体与所述油井流体接触，其中所述第一流体包含潜在沥青质沉积抑制剂与载流体的混合物；
-将包含沉淀剂的第二流体引入所述微流体/毫流体系统中，使得所述第二流体与所述油井流体接触；以及
-通过利用与能够捕获图像的照相机连接的光学显微镜，来捕获所述微流体/毫流体系统中沥青质的凝集的图像，从而测量所述潜在的沥青质沉积抑制剂在防止沥青质凝集中的有效性，
其中所述微流体/毫流体系统包括(1)观察装置，(2)一个或多个混合腔室，(3)一个或多个流体源，以及(4)高通量的微流体/毫流体装置。
2.如权利要求1所述的方法，其中所述沉淀剂为庚烷，并且所述载流体为甲苯。
3.如权利要求1所述的方法，其中所述油井流体包含原油。
4.如权利要求1所述的方法，其中所述油井流体、所述第一流体、所述第二流体各自的体积用量均少于500微升。
5.如权利要求1所述的方法，其中所述油井流体、所述第一流体、所述第二流体各自的体积用量均少于50微升。
6.如权利要求1所述的方法，还包括：
-将包含芳香族溶剂的第三流体引入所述微流体/毫流体系统中。
7.如权利要求6所述的方法，其中所述芳香族溶剂选自由甲苯、苯、二甲苯、萘、苯胺、烷基苯、苯衍生物、多环芳烃、苯并环丙烯、苯并环丙烷、苯并环丁二烯和苯并环丁烯构成的组。
8.如权利要求6所述的方法，其中所述油井流体、所述第一流体、所述第二流体和所述第三流体各自的体积用量均少于500微升。
9.如权利要求6所述的方法，其中所述油井流体、所述第一流体、所述第二流体和所述第三流体各自的体积用量均少于50微升。
10.一种对用于油田应用的潜在的沥青质沉积抑制剂进行筛选的方法，包括以下步骤：
a)将原油样品引入微流体/毫流体系统中；
b)将第一流体引入所述微流体/毫流体系统中，使得所述第一流体与所述原油样品接触，其中所述第一流体包含潜在的沥青质沉积抑制剂与载流体的混合物；
c)将包含沉淀剂的第二流体引入所述微流体/毫流体系统中，使得所述第二流体与所述原油样品接触；
d)将含有芳香族溶剂的第三流体引入所述微流体/毫流体系统中；以及
e)通过利用与能够捕获图像的照相机连接的光学显微镜，来捕获所述微流体/毫流体系统中沥青质的凝集的图像，从而测量所述潜在的沥青质沉积抑制剂在防止沥青质凝集中的有效性，
其中所述微流体/毫流体系统包括(1)观察装置，(2)一个或多个混合腔室，(3)一个或多个流体源，以及(4)高通量的微流体/毫流体装置。
11.如权利要求10所述的方法，其中在所述第二流体与所述样品接触之前，使所述第一流体与所述样品接触。
12.如权利要求10所述的方法，其中在所述第三流体与所述样品接触之前，使所述第一流体与所述样品接触。
13.如权利要求10所述的方法，其中在所述第二流体与所述样品接触之前，使所述第三流体与所述样品接触。
14.如权利要求10所述的方法，其中使所述第一流体、所述第二流体和所述第三流体同时与所述样品接触。
15.如权利要求10所述的方法，其中所述原油样品、所述第一流体、所述第二流体和所述第三流体各自的体积用量均少于500微升。
16.如权利要求10所述的方法，其中所述原油样品、所述第一流体、所述第二流体和所述第三流体各自的体积用量均少于50微升。
17.一种对用于油田应用的化学品或化学品组合物进行筛选的方法，包括以下步骤：
a)将油井流体引入微流体/毫流体系统中；
b)将第一流体引入所述微流体/毫流体系统中，使得所述第一流体与所述油井流体接触，其中所述第一流体包含(i)所述化学品或化学品组合物与(ii)载流体的混合物；
c)将包含沉淀剂的第二流体引入所述微流体/毫流体系统中，使得所述第二流体与所述油井流体接触；以及
d)通过利用与能够捕获图像的照相机连接的光学显微镜，来捕获所述微流体/毫流体系统中沥青质的凝集的图像，从而测量所述化学品或化学品组合物在防止沥青质凝集中的有效性，
其中所述微流体/毫流体系统包括(1)观察装置，(2)一个或多个混合腔室，(3)一个或多个流体源，以及(4)高通量的微流体/毫流体装置。
18.如权利要求17所述的方法，还包括e)将含有芳香族溶剂的第三流体引入所述微流体/毫流体系统中。
19.如权利要求18所述的方法，其中所述芳香族溶剂选自由甲苯、苯、二甲苯、萘、苯胺、烷基苯、苯衍生物、多环芳烃、苯并环丙烯、苯并环丙烷、苯并环丁二烯和苯并环丁烯构成的组。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US33882810P | 2010-02-24 | 2010-02-24 | |
| US61/338,828 | 2010-02-24 | ||
| PCT/US2011/000335 WO2011106088A2 (en) | 2010-02-24 | 2011-02-24 | Systems and methods for evaluating asphaltene deposition inhibitors |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN102782492A CN102782492A (zh) | 2012-11-14 |
| CN102782492B true CN102782492B (zh) | 2016-06-08 |
Family
ID=44475341
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201180011005.9A Expired - Fee Related CN102782492B (zh) | 2010-02-24 | 2011-02-24 | 用于评价沥青质沉积抑制剂的系统和方法 |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8584513B2 (zh) |
| EP (1) | EP2539708A4 (zh) |
| CN (1) | CN102782492B (zh) |
| AR (1) | AR080304A1 (zh) |
| BR (1) | BR112012021389A2 (zh) |
| CA (1) | CA2791021A1 (zh) |
| EA (1) | EA201290662A1 (zh) |
| MX (1) | MX2012009724A (zh) |
| WO (1) | WO2011106088A2 (zh) |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2510522A (en) * | 2011-12-21 | 2014-08-06 | Shell Int Research | Method and composition for inhibiting asphaltene deposition in a hydrocarbon mixture |
| US9637676B2 (en) * | 2012-01-24 | 2017-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Asphaltene inhibitors for squeeze applications |
| US9282260B2 (en) | 2012-04-05 | 2016-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Visualizing polynuclear aromatic hydrocarbons within the near infrared spectrum |
| US9574981B2 (en) * | 2013-03-15 | 2017-02-21 | Ecolab Usa Inc. | Method of assessing asphaltene inhibitor efficiency |
| CN103868923B (zh) * | 2014-03-24 | 2016-05-11 | 中国石油大学(华东) | 一种原油沥青质结构图像采集装置及其工作方法 |
| US20150330928A1 (en) * | 2014-05-16 | 2015-11-19 | Bartec ORB | Device for determining a salt concentration of crude oil |
| WO2016200365A1 (en) | 2015-06-08 | 2016-12-15 | Schlumberger Canada Limited | Automated method and apparatus for measuring saturate, aromatic, resin, and asphaltene fractions using microfluidics and spectroscopy |
| US10280714B2 (en) | 2015-11-19 | 2019-05-07 | Ecolab Usa Inc. | Solid chemicals injection system for oil field applications |
| US10065187B2 (en) * | 2016-02-12 | 2018-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Centrifugal platform and device for rapid analysis of oilfield fluids |
| AR112058A1 (es) | 2017-05-23 | 2019-09-18 | Ecolab Usa Inc | Sistema de inyección para administración controlada de sustancias químicas sólidas de campos petrolíferos |
| CA3064009A1 (en) | 2017-05-23 | 2018-11-29 | Ecolab Usa Inc. | Dilution skid and injection system for solid/high viscosity liquid chemicals |
| CN112415180B (zh) * | 2020-12-10 | 2021-09-10 | 广西交科集团有限公司 | 一种基于灰关联分析的橡胶沥青用基质沥青的选择方法 |
| CN112898468B (zh) * | 2021-01-21 | 2022-01-14 | 西南石油大学 | 一种沥青质抑制剂及其制备方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4238451A (en) * | 1978-04-06 | 1980-12-09 | Elf Union | Process and device to measure the asphaltene content of petroleum products |
| WO1998030784A1 (en) * | 1997-01-09 | 1998-07-16 | Imperial College Of Science, Technology & Medicine | Method of controlling asphaltene precipitation in a fluid |
| WO2001027438A1 (en) * | 1999-10-09 | 2001-04-19 | Cognis Deutschland Gmbh & Co. Kg | Asphaltene inhibitors |
| US6313367B1 (en) * | 1999-02-22 | 2001-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Inhibition of asphaltene deposition in crude oil production systems |
| CN1429262A (zh) * | 2000-03-31 | 2003-07-09 | 帝国化学工业公司 | 油生产和精炼设备的维护 |
| WO2009001096A1 (en) * | 2007-06-28 | 2008-12-31 | Bp Oil International Limited | Sample plate |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1543052A1 (ru) * | 1987-07-08 | 1990-02-15 | Perm Gni Pi Neftyanoj Promy | Coctab для oбpaбotkи oбboдhehhыx плactobыx флюидob |
| RU2082166C1 (ru) * | 1994-02-04 | 1997-06-20 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Устройство для определения эффективности ингибиторов и удалителей асфальтено-смолопарафиновых отложений |
| GB0007830D0 (en) * | 2000-03-31 | 2000-05-17 | Ici Plc | Maintenance of oil production and refining equipment |
| US6839137B2 (en) * | 2002-07-19 | 2005-01-04 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Asphaltene aggregation in petroleum oil mixtures determined by small angle light scattering |
| RU2315180C2 (ru) * | 2002-08-21 | 2008-01-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ определения химического состава флюида в процессе бурения и добычи |
| US6959588B2 (en) * | 2003-06-19 | 2005-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Couette device and method to study solids deposition from flowing fluids |
| US7079242B2 (en) * | 2003-12-19 | 2006-07-18 | Core Laboratories L.P. | Method and apparatus for determining characteristics of particles in a fluid sample |
| US7628060B2 (en) * | 2006-12-07 | 2009-12-08 | Nalco Company | Deposit removal probe and method of use |
| CN101952455A (zh) * | 2007-12-17 | 2011-01-19 | 卢克斯创新有限公司 | 用于维护流体输导和容纳系统的组合物和方法 |
| CN101235280B (zh) * | 2008-03-04 | 2010-06-23 | 西南石油大学 | 一种轻质油开采中沥青质沉积固体抑制剂 |
-
2011
- 2011-02-24 CA CA2791021A patent/CA2791021A1/en not_active Abandoned
- 2011-02-24 EA EA201290662A patent/EA201290662A1/ru unknown
- 2011-02-24 BR BR112012021389A patent/BR112012021389A2/pt active Search and Examination
- 2011-02-24 CN CN201180011005.9A patent/CN102782492B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-02-24 WO PCT/US2011/000335 patent/WO2011106088A2/en active Application Filing
- 2011-02-24 AR ARP110100573A patent/AR080304A1/es not_active Application Discontinuation
- 2011-02-24 MX MX2012009724A patent/MX2012009724A/es active IP Right Grant
- 2011-02-24 EP EP11747811.5A patent/EP2539708A4/en not_active Withdrawn
- 2011-02-24 US US12/932,386 patent/US8584513B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4238451A (en) * | 1978-04-06 | 1980-12-09 | Elf Union | Process and device to measure the asphaltene content of petroleum products |
| WO1998030784A1 (en) * | 1997-01-09 | 1998-07-16 | Imperial College Of Science, Technology & Medicine | Method of controlling asphaltene precipitation in a fluid |
| US6313367B1 (en) * | 1999-02-22 | 2001-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Inhibition of asphaltene deposition in crude oil production systems |
| WO2001027438A1 (en) * | 1999-10-09 | 2001-04-19 | Cognis Deutschland Gmbh & Co. Kg | Asphaltene inhibitors |
| CN1429262A (zh) * | 2000-03-31 | 2003-07-09 | 帝国化学工业公司 | 油生产和精炼设备的维护 |
| WO2009001096A1 (en) * | 2007-06-28 | 2008-12-31 | Bp Oil International Limited | Sample plate |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN102782492A (zh) | 2012-11-14 |
| US8584513B2 (en) | 2013-11-19 |
| CA2791021A1 (en) | 2011-09-01 |
| WO2011106088A3 (en) | 2012-01-12 |
| WO2011106088A2 (en) | 2011-09-01 |
| AR080304A1 (es) | 2012-03-28 |
| US20110203353A1 (en) | 2011-08-25 |
| EP2539708A2 (en) | 2013-01-02 |
| EP2539708A4 (en) | 2014-10-29 |
| BR112012021389A2 (pt) | 2017-04-18 |
| EA201290662A1 (ru) | 2013-05-30 |
| MX2012009724A (es) | 2012-09-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102782492B (zh) | 用于评价沥青质沉积抑制剂的系统和方法 | |
| US7523648B2 (en) | Apparatus and methods for solids deposition and analysis | |
| Jafari Behbahani et al. | Asphaltene deposition under dynamic conditions in porous media: theoretical and experimental investigation | |
| US10677775B2 (en) | Microfluidic method for detection of fines, waxes, and asphaltenes in oil | |
| Enayat et al. | Review of the current laboratory methods to select asphaltene inhibitors | |
| Kuang et al. | Investigation of asphaltene deposition at high temperature and under dynamic conditions | |
| Lei et al. | Study on the kinetic process of asphaltene precipitation during crude oil mixing and its effect on the wax behavior of crude oil | |
| Zhou et al. | Asphaltene precipitation behavior during gas injection in a UAE carbonate reservoir and a faster experimental strategy to predict asphaltene onset pressure | |
| Zhou et al. | Effect of wax on cohesive behavior of gas hydrate under high pressure | |
| Thou et al. | Detection of asphaltenes flocculation onset in a gas condensate system | |
| WO2023059684A1 (en) | High temperature high pressure asphaltene deposition/inhibitor screening test | |
| Wang et al. | Advances in observation of asphaltene destabilization | |
| US12123864B2 (en) | High temperature high pressure asphaltene deposition/inhibitor screening test | |
| Do et al. | Investigation of Asphaltene Deposition in Horizontal Flow Above and Below the Heavy-Phase Glass Transition | |
| Al-Shamlan | Mechanistic investigation of fouling of heat exchangers caused by asphaltene deposition in oil refineries | |
| EP3383870B1 (en) | Screening methods for asphaltene stabilizers | |
| Valiev et al. | Research on High-Viscosity Oil of the Zyuzeyevskoye Field to Select the Controlling Method for Asphaltene, Resin, and Paraffin Substances Deposition in Oil Production | |
| Do | Effect of Temperature on Asphaltene Deposition Mechanisms in Horizontal Flow | |
| Veliev et al. | Change of physical and chemical properties of asphaltene-resin-paraffin deposits deposits in tubing | |
| Udourioh et al. | Effect of Changes in Precipitants Volume Ratios on Heavy Organics Precipitation from Crude Oil at Different Production Locations using binary Mixtures of Aliphatic Hydrocarbons | |
| Smith et al. | Oscillation Rheology of Dilute and Semi-Dilute Paraffin Wax Suspensions: A Novel Method to Study Wax Deposition Under Static and Quasi-Static Conditions | |
| Adeyanju et al. | Experimental Study of Viscosity as a Criterion for Determination of Onset Asphaltene Flocculation in Nigeria, s Crude | |
| Frank et al. | EFFECT OF EXCESS SINGLE n-ALKANE SOLVENTS ON HEAVY ORGANIC PRECIPITATION IN CRUDE OIL FROM AFIESERE OIL-FIELD | |
| Mohamed et al. | Application of Asphaltene Dispersant for Asphaltene Deposition Prevention in Esp Oil Producing Wells Seeing Plugging Issues | |
| W Razak et al. | An investigation on factors influencing in-situ emulsion stability |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20160608 Termination date: 20170224 |
|
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |