PL236098B1 - Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej - Google Patents
Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej Download PDFInfo
- Publication number
- PL236098B1 PL236098B1 PL423443A PL42344317A PL236098B1 PL 236098 B1 PL236098 B1 PL 236098B1 PL 423443 A PL423443 A PL 423443A PL 42344317 A PL42344317 A PL 42344317A PL 236098 B1 PL236098 B1 PL 236098B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- temperature
- pressure
- sample
- oil
- gas
- Prior art date
Links
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 title claims abstract description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 20
- 239000007787 solid Substances 0.000 title claims abstract description 18
- 230000008021 deposition Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 27
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 18
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 15
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 5
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 5
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 5
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000000646 scanning calorimetry Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000011179 visual inspection Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
Abstract
Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej charakteryzuje się tym, że odpowietrzony ciśnieniowy układ (11) wraz z komorą (1), poprzez układ połączeń ciśnieniowych (11), napełniono z pojemnika ciśnieniowego (10a) separatorowym gazem a następnie przez układ połączeń ciśnieniowych (11) z pojemnika ciśnieniowego (10b) do komory (1) wtłoczono separatorową ropę i uruchomiono mieszanie próbki za pomocą magnetycznego mieszadła, a następnie w łaźni termostatycznej (8) włączono grzanie przygotowanego układu ropa-gaz do temperatury wyższej od depozycji stałej fazy parafinowej i podnoszono ciśnienie w komorze (1) do wartości ciśnienia panującego w warunkach rzeczywistych, jednocześnie monitorując utrzymywanie zadanego ciśnienia w układzie (1), a po uzyskaniu stabilizacji temperatury, w której próbkę nasyconą gazem utrzymywano w zadanych warunkach ciśnienia i temperatury przez okres 90 min, ciągle mieszając, aż do osiągnięcia stabilizacji fazowej, wyłączono mieszanie i wytłaczano do pojemnika tłokowego nadmiarowy" gaz, który w danych warunkach ciśnienia i temperatury nie zdołał rozpuścić się w próbce ropy, a następnie tak przygotowaną nasyconą gazem próbkę, przetłaczano przez kapilarę (3) zanurzoną w układzie kriostatycznym, rejestrując online opór przepływu w zadanej temperaturze przez czas 5 minut, jednocześnie utrzymując stałą temperaturę 50°C w obu komorach ciśnieniowych (1) i (2), a po wykonaniu pomiaru w nastawie kriostatu obniżano temperaturę o 1°C i stabilizowano przez 15 minut, po czym próbkę ponownie przetłaczano przez kapilarę (3) zanurzoną w układzie kriostatycznym, rejestrując opór przepływu w obniżonej temperaturze przez czas 5 minut, i czynność tę powtarzano, zmniejszając temperaturę o 1°C do chwili pojawienia się wzrostu oporów przepływu przez kapilarę (3), a po przyroście oporów dokonuję się trzech kolejnych pomiarów i na końcu, po wykonaniu serii pomiarowej w zadanym ciśnieniu, próbkę ponownie przetłaczano bajpasem (9) do komory tłoczącej z możliwością przygotowania próbki dla innej wartości ciśnienia nasycenia ropy i wykonania kolejnej serii pomiarowej."
Description
Opis wynalazku
Przedmiotem wynalazku jest sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej z uwzględnieniem wpływu ciśnienia oraz wpływu rozpuszczonego, w badanej próbce ropy, gazu.
Znane jest rozwiązanie ze zgłoszenia patentowego nr US5454257 (A), w którym przedstawiono rozwiązanie opierające się na badaniu zmian objętości badanej próbki ropy naftowej. Wraz ze spadkiem temperatury objętość próbki ropy maleje w sposób liniowy, w przypadku pojawienia się stałej fazy parafinowej następuje zmiana charakteru zmiany objętości. Wyznaczenie temperatury zmiany charakteru zmian objętości uznaje się za temperaturę początku wytrącania stałej fazy parafinowej.
Znane jest również rozwiązanie według zgłoszenia patentowego nr US6035706 (A), w którym zakłada się monitorowanie zmian gęstości badanej próbki wraz ze spadkiem temperatury.
Znane są również sposoby badań prezentowane w literaturze branżowej, jak np. metoda „zimnego palca”, metoda ASTM Standard D-2500, metoda optycznego mikroskopu polaryzacyjnego - CPM (cross polarized microscope) czy metoda termiczna różnicowego kalorymetr u skanningowego (Differrential Scanning Calorimetry - DSC).
Najpopularniejszą stosowaną metodą jest metoda opisana w pozycji pt.: “Modelling wax diffusion in crude oils: The cold finger device. Applied Mathematical Moddelling” aut. S.Correraa, A.Fasano, L.Fusi, M.Primicerio: 31 (2007) str. 2286-2298
Metoda polega na umieszczeniu w próbce ropy (odgazowanej i podgrzanej powyżej WAT), metalowego walca z czujnikiem temperatury. Walec jest stopniowo ochładzany, a gdy temperatura spadnie poniżej WAT, rozpoczyna się osadzanie parafiny na jego powierzchni.
Z kolei w publikacji “The limitations of the cloud point measurment techniques and the influence of the oil composition on its detection”, przedstawiona została metoda ASTM Standard D-2500, a w “Measurment of wax apperance temperature under simulated pipeline (dynamic) conditio”, jej późniejsza modyfikacja - D3117 aut. Coutihno J.A.P., & Dardion J.L.: Petroleum Science and Technology 2005, s. 1113-1128.
Metoda według Standardu D-2500 opiera się na inspekcji wizualnej oznak zmętnienia ropy, próbki umieszczonej w szklanym cylindrze o średnicy 1.2 cala. Cylinder z ropą umieszcza się w łaźni chłodzącej, spadek temperatury próbki kontrolowany jest poprzez umieszczony w cylindrze termometr. Chłodzenie przeprowadza się z jednostajnym spadkiem temperatury i kontynuuje się do momentu pojawienia się oznak zmętnienia. Modyfikacja ASTM Standard D3117 polega na zastosowaniu mniejszej średnicy cylindra tj. 0,8 cala. Dzięki mniejszej średnicy, grubość filmu tworzonego przez ciecz jest zredukowana, co rozjaśnia obserwowaną próbkę i pozwala na lepszą obserwację pojawienia się zmętnienia.
W metodzie optycznego mikroskopu polaryzacyjnego CPM (cross polarized microscope) opisanej w artykule “Wax precepitation from North Sea crude oils.l. Crystallization and dissolution temperatures, and Newtonian and non-Newtonian flow properites” aut. Ronningsen H.P., Bjamdal B., Hansen A.B., & Pedersen W.B.: Fuel 1991, vol. 5, s. 895-908 - dzięki wykorzystaniu mikroskopu znacząco zwiększono możliwość detekcji kryształów wosków o małych rozmiarach. Dodatkowo zastosowanie skrzyżowanych polaryzatorów zwiększa kontrast między fazą stałą kryształów parafiny a fazą ciekłą ropy. Efekt ten powstaje, gdyż obiekty krystaliczne, takie jak kryształy wosków, potrafią obracać spolaryzowaną wiązkę świetlną, co pozwala jej na przeniknięcie przez ustawiony prostopadle drugi pryzmat nikola.
Inną metodą jest metoda termiczna różnicowego kalorymetru skanningowego (Differrential Scanning Calorimetry - DSC), która wykorzystuje fakt, iż precypitacja parafiny zachodzi z wydzielaniem ciepła, natomiast rozpuszczanie powoduje jego absorbcję. Jest to ściśle związane z ciepłem topnienia, które dla parafiny wynosi 155 ±8,4 kJ/kg. Kalorymetr wychwytuje ciepło uwolnione z próbki podczas krystalizacji, na podstawie którego określa się początek wytrącania parafiny (WAT). Samo schładzanie próbki, bez krystalizacji parafiny, również generuje ciepło, które jest rejestrowane przez kalorymetr. By oddzielić ciepło związane z ochładzaniem próbki od tego, które wydziela się podczas krystalizacji, należy ustalić linię odniesienia (tła). Wyznacza się ją przez połączenie punktów początkowych i końcowych na wykresie zależności wielkości strumienia cieplnego od temperatury. Przecięcie linii odniesienia i stycznej do krawędzi przegięcia (przechodzącej przez punkt przegięcia) określa temperaturę WAT.
PL 236 098 B1
Kolejną znaną metodą jest metoda wytrącania frakcjonalnego, w której próbka uprzednio podgrzanej, rozgazowanej ropy (50 g), jest chłodzona przez 24 godziny w kriostacie, do temperatury nieznacznie przekraczającej spodziewaną temperaturę WAT. Następnie ropę filtruje się przez kolejne 2 godziny, używając filtra z włókna szklanego. Odfiltrowana faza stała jest przepłukiwana acetonem, w celu zebrania resztek ropy znajdującej się na jej powierzchni. Pozostała ciecz zostaje użyta do kolejnej precypitacji, którą wykonuje się w kolejnych krokach, obniżając temperaturę o 3-5°C. Cała procedura powtarzana jest 4-5 krotnie, co pozwala na obliczenie ilości parafiny krystalizującej w każdej z badanych temperatur i wykreślenie krzywej wytrącania. Na podstawie krzywej wyznacza się temperaturę WAT [3].
Przykładowe przedstawione powyżej rozwiązania są obarczone znacznym błędem pomiarowym, gdyż zaobserwowanie parafiny możliwe jest dopiero wtedy, gdy utworzy ona odpowiednio grubą powłokę. Inną niedoskonałością jest pojawienie się błędów związanych z bezwładnością termometru oraz brakiem mieszania próbki, przez co rozwiązanie nadaje się jedynie dla przejrzystych rop lekkich, w których można zaobserwować zmętnienie. Ponadto, żadna z metod nie pozwala na wykonanie pomiarów pod ciśnieniem oraz nie uwzględnia nasycenia badanej próbki gazem złożowym.
Celem wynalazku jest stworzenie sposobu wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej bazującego na pomiarze spadku temperatury badanej próbki ropy naftowej, dzięki któremu możliwy będzie pomiar pod ciśnieniem w zakresie 0 do 400 bar, a badana próbka ropy będzie nasycona gazem złożowym. Dodatkowo, pomiaru będzie można dokonać bez względu na kolor (przezroczystość) badanej próbki ropy.
Cel ten osiągnięto w rozwiązaniu według wynalazku, w którym sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej bazujący na pomiarze spadku temperatury badanej próbki ropy naftowej charakteryzuje się tym, że w pierwszym etapie napełnia się separatorowym gazem odpowietrzony ciśnieniowego układu wraz z ropną komorą (1), poprzez układ połączeń ciśnieniowych, a następnie z pojemnika ciśnieniowego do ropnej komory wtłacza się separatorową ropę i uruchamia się mieszanie próbki za pomocą magnetycznego mieszadła, a następnie w drugim etapie, w powietrznej, termostatycznej łaźni włącza się grzanie przygotowanego układu ropa-gaz do temperatury wyższej od depozycji stałej fazy parafinowej i podnosi się ciśnienie w ropnej komorze do wartości ciśnienia panującego w warunkach rzeczywistych, jednocześnie monitorując utrzymywanie zadanego ciśnienia w układzie, a po uzyskaniu stabilizacji temperatury, w etapie trzecim próbkę nasyconą gazem utrzymuje się w zadanych warunkach ciśnienia i temperatury przez okres 90 min, ciągle mieszając, aż do osiągnięcia stabilizacji fazowej, po czym wyłącza się mieszanie i wytłacza się do pojemnika tłokowego „nadmiarowy” gaz, który w danych warunkach ciśnienia i temperatury nie zdołał rozpuścić się w próbce ropy, a następnie w etapie czwartym tak przygotowaną nasyconą gazem próbkę, przetłacza się przez rurkę kapilarną zanurzoną w kriostatycznym układzie, rejestrując online opór przepływu w zadanej temperaturze przez czas 5 minut, jednocześnie utrzymując stałą temperaturę 50°C w obu komorach ciśnieniowych, a po wykonaniu pomiaru, w nastawie kriostatu obniża się temperaturę o 1°C i stabilizuje się próbkę przez 15 minut, po czym próbkę ponownie przetłacza się przez rurkę kapilarną zanurzoną w kriostatycznym układzie, rejestrując opór przepływu w obniżonej temperaturze przez czas 5 minut, i czynność tę powtarza się, zmniejszając temperaturę o 1°C do chwili pojawienia się wzrostu oporów przepływu przez rurkę kapilarną, a po przyroście oporów dokonuję się trzech kolejnych pomiarów i w końcowym etapie, po wykonaniu serii pomiarowej w zadanym ciśnieniu, próbkę ponownie przetłacza się bajpasem do komory tłoczącej z możliwością przygotowania próbki dla innej wartości ciśnienia nasycenia ropy i wykonania kolejnej serii pomiarowej.
Przedmiot wynalazku w przykładzie wykonania uwidoczniony jest na rysunku, na którym fig. 1 przedstawia schemat układu pomiarowego i opisano poniżej.
Badanie temperatury początku wytrącania parafiny zostało przeprowadzone z wykorzystaniem bezrtęciowej aparatury PVT do badań właściwości fazowych płynów złożowych. Aparatura do badań PVT została rozbudowana o połączenia wysokociśnieniowe oraz wyposażona w kriostatyczny układ chłodzący 4 w postaci rurki ciśnieniowej zwiniętej w spirale, umożliwiająca ochłodzenie przepływającej próbki ropy do warunków temperatury zadanej w kriostacie 5 przed wpłynięciem do rurki kapilarnej, z możliwością precyzyjnej regulacji temperatury. Taka konfiguracja umożliwia chłodzenie przepływającej próbki na odcinku pomiarowym, co jest głównym argumentem wykorzystania kriostatu 5 w przeprowadzonych badaniach. Głównym elementem aparatury użytej w sposobie wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej, przy określaniu początkowych warunków ciśnienia i temperatury wytrącania parafiny, jest rurka kapilara 3 będąca głównym elementem układu pomia
PL 236 098 B1 rowego, w której powstają opory w trakcie przepływu badanej próbki ropy. Umieszczona ona jest w termostatycznej, powietrznej łaźni 8 która utrzymuje stałą temperaturę ropnej komory 1 oraz gazowej komory 2, i znajduje się w kriostacie 5 wypełnionym roztworem glikolu etylenowego, pełniącym funkcję urządzenia umożliwiającego nastaw dowolnej temperatury w łaźni 8. Zastosowanie kriostatu 5 dodatkowo umożliwiło precyzyjną regulację temperatury przepływającej próbki płynu złożowego. Ważnym aspektem jest utrzymanie stałej temperatury badanej próbki ropy znajdującej się w komorach badawczych aparatury, powyżej temperatury początku wytrącania parafin, przy jednoczesnej możliwości zmian temperatury badanej próbki na odcinku przepływającym przez rurkę kapilarną 3. Wyeliminowało to ryzyko wytrącenia osadu parafinowego w komorach ciśnieniowych, a tym samym zminimalizowało popełnienie znaczących błędów przy określeniu warunków wytrącania osadu. Dodatkowo, w skład zestawu badawczego do pomiaru warunków wytrącania osadu parafinowego wchodziły także: komora ropna 1, gdzie następowało przygotowanie próbki ropy do badań oraz do tłoczenia badanej ropy, komora gazowa 2 służąca do odbioru badanej próbki ropy, pompa olejowa 6 utrzymująca ciśnienie oraz zadany wydatek tłoczenia, pojemniki ciśnieniowe 10a i 10b oraz układ połączeń ciśnieniowych 11, łączący pojemniki ciśnieniowe 10a i 10b, kapilarę 3, i pompy 6, a także kriostat 5 utrzymujący zadaną temperaturę zanurzonej rurki kapilarnej 3, przetworniki P T 7 do monitorowania ciśnienia i temperatury.
W tak przygotowanej aparaturze wyznaczono temperaturę depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej według poniżej opisanego sposobu. Do odpowietrzonego za pomocą pompy próżniowej 13 układu 11 i komory 1, poprzez układ połączeń ciśnieniowych 11 całą komorę 1 o pojemności 389 cm3 napełniono z pojemnika 10a gazem separatorowym do ciśnienia 20 bar, a następnie przez układ połączeń ciśnieniowych 11 z pojemnika ciśnieniowego 10b do komory 1 wtłoczono 300 cm3 ropy separatorowej. Następnie uruchomiono mieszanie znajdującej się tam próbki za pomocą magnetycznego mieszadła i włączono grzanie przygotowanego układu ropa-gaz w łaźni termostatycznej 8 do temperatury 50°C tj. do temperatury wyższej od depozycji stałej fazy parafinowej. Następnie, za pomocą funkcji Constant Pressure, pozwalającej na „inteligentne” monitorowanie oraz utrzymywanie zadanego ciśnienia w układzie, bacząc na zmiany temperatury podnoszono ciśnienie w komorze 1 do wartości w zakresie od 10 do 400 bar, co odpowiada ciśnieniu panującemu w warunkach rzeczywistych w rurociągu. Po uzyskaniu stabilizacji temperatury, w której próbkę nasyconą gazem utrzymywano w zadanych warunkach ciśnienia i temperatury przez okres 60 min, ciągle mieszając, aż do osiągnięcia stabilizacji fazowej przy utrzymaniu zadanego ciśnienia. Po tym czasie wyłączano mieszanie i wytłaczano do pojemnika tłokowego „nadmiarowy” gaz, który w danych warunkach ciśnienia i temperatury nie zdołał rozpuścić się w próbce ropy. Tak przygotowaną nasyconą gazem próbkę, przetłaczano przez rurkę kapilarną 3 o długości 3,65m i średnicy 0,38mm zanurzoną w chłodzącym układzie kriostatycznym 4, rejestrując online opór przepływu w zadanej temperaturze przez okres 5 minut. Pomiar oporów tłoczenia ropy przez rurkę kapilarną 3, wykonywany był przy utrzymaniu stałej temperatury 50°C w obu komorach ciśnieniowych ropnej 1 i gazowej 2. Po wykonaniu pomiaru, w nastawie kriostatu 5 obniżano temperaturę o 1°C i stabilizowano przez 15 minut, po czym próbkę ponownie przetłaczano przez rurkę kapilarną 3 zanurzoną w chłodzącym układzie kriostatycznym 4, rejestrując na stanowisku pomiarowym 14 opór przepływu w obniżonej temperaturze przez okres 5 minut. Czynność tę powtarzano, zmniejszając temperaturę o 1°C do chwili pojawienia się wzrostu oporów, którą uznaje się za temperaturę początku wytrącania stałej fazy parafinowej w badanej próbce, poniżej której dokonuje się trzech kolejnych pomiarów oporów przepływu. Po wykonaniu serii pomiarowej w zadanym ciśnieniu, próbkę ponownie przetłaczano bajpasem 9 do ropnej komory 1 z możliwością przygotowania próbki dla innej wartości ciśnienia nasycenia ropy i wykonania kolejnej serii pomiarowej. Dzięki opracowanej powyżej metodzie wykorzystującej przyrost oporów przepływu badanej próbki ropy przez rurkę kapilarną 3 tj., gdy w wyniku spadku temperatury nastąpi krystalizacja i wytworzenie parafinowej zawiesiny w ropie, określono temperaturę depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej, a wyniki przedstawiono na poniższych wykresach. Poniższy wykres przedstawia pomiar, a tym samym wyznaczenie temperatury początku depozycji stałej fazy parafinowej - wzrost oporów przepływu próbki ropy, przeliczony na 1°C spadku temperatury.
PL 236 098 Β1
BADANIA WARUNKÓW DEPOZYCJi STAŁEJ FAZY PARAFINOWEJ
Pnas= 1S,Ó MPa
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 5,5 7,0 dP/dT [bar/°C]
Przyrost oporów przepływu przez kapilarę badanej próbki ropy w funkcji temperatury.
BADANIA WARUNKÓW DEPOZYCJi STAŁEJ FAZY PARAFINOWEJI
6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Opór przepływu [bar]
Przedmiot według wynalazku może być stosowany w przemyśle naftowym dla rop które wykazują tendencję do wytrącania stałej fazy parafinowej , która najczęściej ma miejsce w rurociągach na odcinku separator a ośrodek zbiorczy. Dzięki wykorzystaniu dużego zakresu ciśnień 0-400 bar przedmiot wynalazku może być zastosowany w przypadku gdy wytrącanie parafiny ma miejsce przy przepływie ropy w części pionowej odwiertu.
Wykaz oznaczeń
- komora ropna,
- komora gazowa,
- rurka kapilarna,
- kriostatyczny układ chłodzący w postaci rurki ciśnieniowej zwiniętej w spirale,
- kriostat,
PL 236 098 B1
- pompa olejowa,
- przetworniki PT,
- łaźnia termostatyczna,
- bajpas,
10a - pojemnik ciśnieniowy,
10b - pojemnik ciśnieniowy,
- układ połączeń ciśnieniowych,
- pompa próżniowa,
- stanowisko pomiarowe.
Claims (1)
- Zastrzeżenie patentowe1. Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej bazujący na pomiarze spadku temperatury badanej próbki ropy naftowej, znamienny tym, że w pierwszym etapie napełnia się separatorowym gazem odpowietrzony ciśnieniowy układ (11) wraz z ropną komorą (1), poprzez układ połączeń ciśnieniowych (11), a następnie z pojemnika ciśnieniowego (10b) do ropnej komory (1) wtłacza się separatorową ropę i uruchamia się mieszanie próbki za pomocą magnetycznego mieszadła, a następnie w drugim etapie, w powietrznej, termostatycznej łaźni (8) włącza się grzanie przygotowanego układu ropa-gaz do temperatury wyższej od depozycji stałej fazy parafinowej i podnosi się ciśnienie w ropnej komorze (1) do wartości ciśnienia panującego w warunkach rzeczywistych, jednocześnie monitorując utrzymywanie zadanego ciśnienia w układzie (11), a po uzyskaniu stabilizacji temperatury, w etapie trzecim próbkę nasyconą gazem utrzymuje się w zadanych warunkach ciśnienia i temperatury przez okres 90 min, ciągle mieszając, aż do osiągnięcia stabilizacji fazowej, po czym wyłącza się mieszanie i wytłacza się do pojemnika tłokowego „nadmiarowy” gaz, który w danych warunkach ciśnienia i temperatury nie zdołał rozpuścić się w próbce ropy, a następnie w etapie czwartym tak przygotowaną nasyconą gazem próbkę, przetłacza się przez rurkę kapilarną (3) zanurzoną w kriostatycznym układzie (4), rejestrując online opór przepływu w zadanej temperaturze przez czas 5 minut, jednocześnie utrzymując stałą temperaturę 50°C w obu komorach ciśnieniowych (1) i (2), a po wykonaniu pomiaru, w nastawie kriostatu (5) obniża się temperaturę o 1°C i stabilizuje się próbkę przez 15 minut, po czym próbkę ponownie przetłacza się przez rurkę kapilarną (3) zanurzoną w kriostatycznym układzie (4), rejestrując opór przepływu w obniżonej temperaturze przez czas 5 minut, i czynność tę powtarza się, zmniejszając temperaturę o 1°C do chwili pojawienia się wzrostu oporów przepływu przez rurkę kapilarną (3), a po przyroście oporów dokonuje się trzech kolejnych pomiarów i w końcowym etapie, po wykonaniu serii pomiarowej w zadanym ciśnieniu, próbkę ponownie przetłacza się bajpasem (9) do komory tłoczącej z możliwością przygotowania próbki dla innej wartości ciśnienia nasycenia ropy i wykonania kolejnej serii pomiarowej.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PL423443A PL236098B1 (pl) | 2017-11-13 | 2017-11-13 | Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PL423443A PL236098B1 (pl) | 2017-11-13 | 2017-11-13 | Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| PL423443A1 PL423443A1 (pl) | 2019-05-20 |
| PL236098B1 true PL236098B1 (pl) | 2020-11-30 |
Family
ID=66519022
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PL423443A PL236098B1 (pl) | 2017-11-13 | 2017-11-13 | Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| PL (1) | PL236098B1 (pl) |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| PE20121270A1 (es) * | 2009-07-30 | 2012-10-07 | Sgs North America Inc | Analisis de presion-volumen-temperatura de fluidos presurizados |
| EP3047101A4 (en) * | 2013-09-20 | 2017-06-07 | Services Pétroliers Schlumberger | Microfluidic determination of wax appearance temperature |
-
2017
- 2017-11-13 PL PL423443A patent/PL236098B1/pl unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| PL423443A1 (pl) | 2019-05-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2009350468B2 (en) | PVT analysis of pressurized fluids | |
| US11015434B2 (en) | Microfluidic determination of wax appearance temperature | |
| Kruka et al. | Cloud-point determination for crude oils | |
| Jiang et al. | Measurement of the wax appearance temperature of waxy oil under the reservoir condition with ultrasonic method | |
| Japper-Jaafar et al. | Yield stress measurement of gelled waxy crude oil: Gap size requirement | |
| Maeda et al. | Scaling laws for nucleation rates of gas hydrate | |
| Chen et al. | Synthetic saline-aqueous and hydrocarbon fluid inclusions trapped in calcite at temperatures and pressures relevant to hydrocarbon basins: A reconnaissance study | |
| US9255871B2 (en) | Measuring process of dynamic viscosity of heavy live crude from the reservoir pressure up to atmospheric pressure, including bubble point pressure, based on an electromagnetic viscometer | |
| Zhu et al. | Evaluation of wax deposition and its control during production of Alaska North Slope oils | |
| CA2370430C (fr) | Methode et dispositif pour evaluer en cours de forage la capacite de fluides de puits a former des hydrates | |
| Morozov et al. | From Components to Phase-Dependent Dynamics of Diffusivity in Wax Solutions Subjected to Fluid–Solid Phase Transition: Insights from Pulsed Field Gradient NMR | |
| PL236098B1 (pl) | Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej | |
| US10078002B2 (en) | Method for estimating thermodynamic equilibrium of a gas-liquid mixture during filtration experiments | |
| Cardoso et al. | Phase behavior of CO2-Rich live oil samples from high pressure reservoirs | |
| GB2300272A (en) | Method/apparatus for determining wax appearance temperature | |
| Mengual et al. | Thermoosmosis of water through cellulose acetate membranes | |
| Li et al. | Gas-liquid critical properties of methylamine+ nitrous oxide and methylamine+ ethylene binary mixtures | |
| Huang et al. | Physical properties of wax deposits on the walls of crude pipelines | |
| Emmanuel et al. | “Determination of cloud and pour point of crude oil with reference to crude transportation | |
| Japper-Jaafar et al. | Effects of drilling mud contamination on the properties of waxy crude oil | |
| Ali | Altering Wax Appearance Temperature Using Shear and Pressure | |
| Wilson | Laboratory testing and prediction of asphaltene deposition in production wells | |
| Khalighi et al. | Measurement and evaluation of the effect of filtration and dissolved gases on the wax appearance temperature of waxy oil under the reservoir condition with high-pressure microscopy | |
| Ishkova et al. | Evaluation of the maximum size of through pores in MFAS-type membranes found by different methods | |
| Zolkifli | Crude Oil Pour Point Measurement By Using Rotational Method |