WO2008082325A2 - Procédé de détermination de la teneur en paraffines et en asphaltènes du pétrole - Google Patents

Procédé de détermination de la teneur en paraffines et en asphaltènes du pétrole Download PDF

Info

Publication number
WO2008082325A2
WO2008082325A2 PCT/RU2007/000743 RU2007000743W WO2008082325A2 WO 2008082325 A2 WO2008082325 A2 WO 2008082325A2 RU 2007000743 W RU2007000743 W RU 2007000743W WO 2008082325 A2 WO2008082325 A2 WO 2008082325A2
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
oil
fractions
asphaltenes
solvent
content
Prior art date
Application number
PCT/RU2007/000743
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
WO2008082325A3 (fr
Inventor
Ivan Vladimirovich Nikolin
Sergey Sergeevich Safonov
Vladimir Dmitrievich Skirda
Nikolay Viktorovich Shkalikov
Original Assignee
Kazan State University
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Kazan State University filed Critical Kazan State University
Priority to BRPI0722075-8A2A priority Critical patent/BRPI0722075A2/pt
Priority to CA002675045A priority patent/CA2675045A1/en
Publication of WO2008082325A2 publication Critical patent/WO2008082325A2/ru
Publication of WO2008082325A3 publication Critical patent/WO2008082325A3/ru
Priority to US12/493,561 priority patent/US20100085047A1/en

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
    • G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
    • G01R33/20—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance
    • G01R33/44—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance using nuclear magnetic resonance [NMR]
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
    • G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
    • G01N24/081—Making measurements of geologic samples, e.g. measurements of moisture, pH, porosity, permeability, tortuosity or viscosity
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
    • G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
    • G01N24/085—Analysis of materials for the purpose of controlling industrial production systems
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
    • G01R33/20—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance
    • G01R33/44—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables involving magnetic resonance using nuclear magnetic resonance [NMR]
    • G01R33/48—NMR imaging systems
    • G01R33/50—NMR imaging systems based on the determination of relaxation times, e.g. T1 measurement by IR sequences; T2 measurement by multiple-echo sequences

Definitions

  • the invention relates to the field of geology, geochemistry, oil refining and petrochemistry, namely to determining the content of paraffins and asphaltenes in oil and can be especially useful for the analysis of heavy oils and bitumen.
  • Method A consists in the preliminary removal of asphalt-resinous substances from oil, their extraction and adsorption, and the subsequent separation of paraffin with a mixture of acetone and toluene at a temperature of minus 20 0 C.
  • Method B consists in the preliminary removal of asphalt-resinous substances from oil by vacuum distillation with selection of fractions 250 - 550 0 C and the separation of paraffin with a steam solvent - a mixture of alcohol and ether at a temperature of minus 20 0 C.
  • SUBSTITUTE SHEET (RULE 26)
  • the closest analogue of the invention is a modern method for measuring mass concentrations of asphaltenes, resins, paraffin in oil, developed at PermNIPIneft LLC, in accordance with GOST 8.563-96, and certified by the Perm Center for Standardization, Metrology and Certification of Gosstandart of Russia (M 01-12 - 81).
  • the technique is registered in the Federal Register of measurement procedures used in the areas of dissemination of state metrological control and supervision (register, code FR.1.31.2004.00985).
  • the determination of the three high molecular weight oil components is based on the integrated application of three methods:
  • the technical result achieved by the implementation of the invention is to provide a simple, effective method for determining the concentration of paraffins and asphaltenes in oil, which can be applied both in laboratory conditions and directly in the well in real time.
  • the specified technical result is achieved due to the fact that they carry out the selection of three samples of crude oil, two of the selected samples are dissolved in a solvent, and then the solvent is removed
  • SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) together with light oil fractions, moreover, asphaltenes are removed from one of the solvent-treated samples.
  • NMR nuclear magnetic resonance
  • concentration of paraffins is judged by the content of hydrogen-containing solid fractions in the solvent-treated sample from which asphaltenes are removed.
  • concentration of asphaltenes is judged by the content of hydrogen-containing solid fractions in another sample treated with a solvent, taking into account the established concentration of paraffins.
  • the concentration of paraffins and asphaltenes in the feed oil is determined based on the established ratio of paraffins and asphaltenes in hydrogen-containing solid fractions.
  • FIG. 1 shows the decay curves of free induction for oils from real deposits.
  • the relaxation time of the NMR signal from a solid-state hydrogen-containing component is much shorter than the relaxation time of a signal from a liquid hydrogen-containing component, which makes it possible to separate the contributions of the solid-state and liquid components to the total free induction decay (SST) curve for an oil sample.
  • SST total free induction decay
  • SUBSTITUTE SHEET (RULE 26)
  • Other suspended solid particles which are not hydrocarbons and do not contain 1 H atoms in their structure, but which can be present in oil, do not contribute to the SSS curve, therefore, they can be excluded from consideration.
  • the concentration of paraffins and asphaltenes in oil it is necessary to measure the SSI curves for 3 samples: the first sample is the “original”, the concentration of asphaltenes and paraffins in which it is necessary to measure.
  • the other two - specimens subjected to special processing, can be called “de-sophized” and "reference”. Treated samples are obtained by the following procedures:
  • Each SSI curve can be decomposed into two parts: 1) A signal from hydrogen-containing solid-state fractions suspended in oil; 2) The signal from the hydrogen-containing liquid fractions of oil. In fact, you can
  • SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) calculate the ratio of hydrogen-containing solid to liquid fractions for all 3 samples.
  • the determination of the fraction of the solid-state component in the sample is as follows. We take the normalized value of free induction at time zero per unit (or 100%) and observe its decline with time (Fig. 1).
  • the SSI curve consists of 2 sections. At the initial stage, both liquid and solid-state components of oil contribute to free induction. The contribution of the solid-state component ceases to be significant after a time of the order of several tens of microseconds. At this time point, the exact position of which is different for different samples, a kink in the SST curve is noticeable. In the second section, after a break, all the remaining free induction can be attributed to the liquid component. Thus, having approximated the second section of the curve by a suitable function and extending this function to the intersection with the ordinate axis, we can estimate the fraction of solid and liquid components in the oil.
  • an approximating function can be a straight line.
  • a deasphalted oil sample from the first field (curve 2, Fig. 1) contains 0.09 (9%) of solid particles, and 0.91 (91%) of liquid. It is also possible to use exponentially decreasing approximating functions.
  • the entire signal from the solid-state fractions of the deasphalted sample is due to the presence of paraffins.
  • the reference sample has the same composition as the deasphalted sample, plus asphaltenes, which also contribute to the signal from solid fractions.
  • SUBSTITUTE SHEET (RULE 26)
  • 0.16 (16%) of the solid-state component and 0.84 (84%) are liquid. Since hard paraffins are 9%, the concentration of asphaltenes can be estimated as 0.07 (7%), and the proportions of paraffins and asphaltenes in the solid-state component are 0.56 and 0.44, respectively.
  • the initial oil sample from the first field 1 contains 0.08 (8%) of the solid-state component and 0.92 (92%) of the liquid. Knowing the shares of paraffins and asphaltenes in the solid-state component, we estimate the concentration of paraffins in the initial sample as 4.5%, and asphaltenes as 3.5%.
  • the processed samples “De-Fitted” and “Reference” were obtained from crude oil by dissolving it in heptane followed by evaporation of heptane together with light fractions of the starting oil. Due to the evaporation of the lightest fractions, the ratio of solid to liquid fractions in the processed samples is higher than in the initial one, however, the data on these samples make it possible to find out the fraction of asphaltenes and the fraction of paraffins in the total signal from the solid-state oil component. Then, knowing the total concentration of the solid-state hydrogen-containing component in the initial sample obtained as a result of its NMR analysis, it is easy to calculate the concentrations of asphaltenes and paraffins in it.
  • FIG. Figure 2 provides an additional example of the analysis of oil from another field.
  • the proposed method gives the values of the concentrations of paraffins and asphaltenes in the reference sample of 4% and 3.5%, respectively.
  • NMR signal from the solid fraction of the sample “De-integrated” corresponds only to paraffins. Resins present in the samples do not contribute to it, because are in liquid state in solution.
  • the described methodology for determining the concentrations of paraffins and asphaltenes can be applied both in laboratory conditions and implemented for measurements in the well (s) in real time.

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • High Energy & Nuclear Physics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)

Description

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ПАРАФИНОВ И АСФАЛЬТЕНОВ В НЕФТИ
Изобретение относится к области геологии, геохимии, нефтепереработке и нефтехимии, а именно к определению содержания парафинов и асфальтенов в нефти и может быть особенно полезно для анализа тяжелых нефтей и битумов.
Информация о составе нефти, в частности о концентрации в ней тяжелых (твердотельных) фракций значительно упрощает оптимизацию её добычи и переработки. Тем не менее такая информация не всегда имеется вследствие сложности, неоднозначности и высокой стоимости современных методов определения концентраций некоторых компонент нефти. Тогда как легкие фракции нефти могут быть отделены процессами обычной дистилляции и ректификации, концентрации самых тяжелых фракций нефти - парафинов и асфальтенов - простыми методиками определить не удаётся.
Современные методы определения концентраций парафинов и асфальтенов в нефтях стандартизованы по ГОСТ 11851 и ГОСТ 11858 соответственно.
Стандарт ГОСТ 11851-85 "Нефть. Метод определения парафина", утвержденный Госстандартом СССР 21.05.1985, устанавливает два метода (А и Б) определения массовой доли парафина в нефти. Метод А заключается в предварительном удалении асфальтово-смолистых веществ из нефти, их экстракции и адсорбции и последующем выделении парафина смесью ацетона и толуола при температуре минус 20 0C. Метод Б заключается в предварительном удалении асфальтово-смолистых веществ из нефти вакуумной перегонкой с отбором фракций 250 - 550 0C и выделении парафина парным растворителем - смесью спирта и эфира при температуре минус 20 0C.
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) Наиболее близким аналогом изобретения является современная методика выполнения измерений массовых концентраций асфальтенов, смол, парафина в нефти, разработанная в ООО «ПepмHИПИнeфть», в соответствии с ГОСТ 8.563-96, и аттестованная Пермским центром стандартизации, метрологии и сертификации Госстандарта России (M 01-12- 81). Методика зарегистрирована в Федеральном реестре методик выполнения измерений, применяемых в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора (регистр, код ФР.1.31.2004.00985).
В соответствии с данной методикой определение трёх высокомолекулярных компонентов нефти основано на комплексном применении трёх методов :
1) осаждение асфальтенов петролейным эфиром или гексаном;
2) выделение из деасфальтизированного остатка нефти смолистых соединений методом комплексообразования с тетрахлоридом титана с последующим разложением комплекса и выделением смол;
3) вымораживание парафина из деасфальтизированного и обессмоленного остатка нефти.
Известные способы определения концентрации парафинов и асфальтенов в нефти являются достаточно сложными из-за необходимости проведения нескольких операций и требуют большого количества времени.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении простого, эффективного способа определения концентрации парафинов и асфальтенов в нефти, который может быть применен как в лабораторных условиях, так и непосредственно в скважине в режиме реального времени.
Указанный технический результат достигается за счет того, что осуществляют отбор трех образцов сырой нефти, два из отобранных образцов растворяют в растворителе, после чего удаляют растворитель
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) вместе с легкими фракциями нефти, причем из одного из обработанных растворителем образцов удаляют асфальтены. Для всех трех образцов методом ядерного магнитного резонанса (ЯМР) измеряют кривые спада свободной индукции и определяют соотношение водородсодержащих твердотельных фракций, взвешенных в нефти, к водородсодержащим жидким фракциям. О концентрации парафинов судят по содержанию водородсодержащих твердотельных фракций в обработанном растворителем образце, из которого удалены асфальтены. О концентрации асфальтенов судят по содержанию водородсодержащих твердотельных фракций в другом обработанном растворителем образце с учетом установленной концентрации парафинов. Концентрацию парафинов и асфальтенов в исходной нефти определяют исходя из установленного соотношения парафинов и асфальтенов в водородсодержащих твердотельных фракциях.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 и фиг. 2 приведены кривые спада свободной индукции для нефтей с реальных месторождений.
Известно, что время релаксации сигнала ЯМР от твердотельной водородсодержащей компоненты много меньше времени релаксации сигнала от жидкой водородсодержащей компоненты, что позволяет разделить вклады твердотельной и жидкой компонент в общую кривую спада свободной индукции (ССИ) для образца нефти. Таким образом, анализ кривой ССИ образца нефти позволяет определить соотношение в нём водородсодержащих компонент, находящихся в твердой фазе к водородсодержащим компонентам в жидкой фазе.
Практически все взвешенные твердые частицы, входящие в состав нефти, представлены парафинами и асфальтенами. Смолы могут быть в твёрдом состоянии при нормальных условиях, если они выделены из нефти, однако в состоянии раствора в других жидких компонентах нефти, в отличие от асфальтенов и парафинов, становятся частью жидкой фазы и дают соответствующий вклад в сигнал ЯМР.
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) Другие взвешенные твердотельные частицы, которые не являются углеводородами и не содержат в своей структуре атомы 1H, но могут присутствовать в нефти, не дают вклада в кривую ССИ, поэтому могут быть исключены из рассмотрения.
Чтобы определить концентрации парафинов и асфальтенов в нефти, необходимо измерить кривые ССИ для 3 образцов: первый образец - «иcxoдный», концентрацию асфальтенов и парафинов в котором необходимо измерить. Два других - образцы, подвергнутые специальной обработке, можно назвать «дeacфaльтeнизиpoвaнный» и «oпopный». Обработанные образцы получаются по следующим процедурам:
Деасфальтенизированный :
1) Растворение в растворителе (например, в гептане/пентане/петролейном эфире или другом);
2) Удаление асфальтенов;
3) Удаление растворителя вместе с легкими фракциями нефти (опциональная стадия, позволяет увеличить удельный вес твердотельной компоненты и уменьшить объем образца).
Опорный:
1) Растворение в растворителе (например, в гептане/пентане/петролейном эфире или другом);
2) () Предотвращение выпадения осадка из асфальтенов (например, путем перемешивания образца);
3) Удаление растворителя вместе с легкими фракциями нефти (опциональная стадия, позволяет увеличить удельный вес твердотельной компоненты и уменьшить объем образца).
ЯМР анализ дает кривые ССИ для всех 3-х образцов.
Каждая кривая ССИ может быть разложена на две части: 1) Сигнал от водородсодержащих твердотельных фракций, взвешенных в нефти; 2) Сигнал от водородсодержащих жидких фракций нефти. Фактически можно
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) вычислить соотношения водородсодержащих твердотельных фракций к жидким для всех 3-х образцов.
Определение доли твердотельной компоненты в образце производится следующим образом. Принимаем нормированное значение свободной индукции в нулевой момент времени за единицу (или 100%) и наблюдаем за её спадом со временем (фиг.l). Кривая ССИ состоит из 2-х участков. На начальном участке вклад в свободную индукцию дают как жидкая, так и твердотельная компоненты нефти. Вклад твердотельной компоненты перестаёт быть существенным по истечении времени порядка нескольких десятков микросекунд. В этой временной точке, точное положение которой для разных образцов различно, заметен излом кривой ССИ. На втором участке, после излома, всю остающуюся свободную индукцию можно отнести к жидкой компоненте. Таким образом, аппроксимировав второй участок кривой подходящей функцией и продлив эту функцию до пересечения с осью ординат, можно оценить доли твердотельной и жидкой компонент в нефти.
Простейшим примером аппроксимирующей функции может быть прямая. Например, в деасфальтенизированном образце нефти из первого месторождения (кривая 2, фиг. 1) содержится 0.09 (9%) твердотельных частиц, и 0.91 (91%) жидкости. Возможно также применение экспоненциально убывающих аппроксимирующих функций.
Весь сигнал от твердотельных фракций деасфальтенизированного образца обусловлен присутствием парафинов. Опорный образец имеет тот же состав, что и деасфальтенизированный образец, плюс асфальтены, которые также дают свой вклад в сигнал от твердотельных фракций. Таким образом, сравнение данных по образцам «Дeacфaльтeнизиpoвaнный» и «Oпopный» дает информацию о долях асфальтенов и парафинов в твердотельной компоненте исследуемой нефти.
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) Например, в опорном образце нефти, которому соответствует кривая 3 из месторождения 1 (см. Рис.l.а) содержится 0.16 (16%) твердотельной компоненты и 0.84 (84%) жидкой. Поскольку 9% составляют твердые парафины, концентрация асфальтенов может быть оценена как 0.07 (7%), а доли концентраций парафинов и асфальтенов в твердотельной компоненте 0.56 и 0.44 соответственно.
После этого, зная соотношение жидких и твердых водородсодержащих компонентов в образце «Иcxoдный» и соотношение (доли) парафинов и асфальтенов в твердых фракциях, можно вычислить концентрацию парафинов и концентрацию асфальтенов в исходной нефти.
Например, как видно из анализа кривой ССИ, в исходном образце нефти из первого месторождения 1 (кривая 1, фиг. 1) содержится 0.08 (8%) твердотельной компоненты и 0.92 (92%) жидкой. Зная доли парафинов и асфальтенов в твердотельной компоненте, оцениваем концентрацию парафинов в исходном образце как 4.5%, а асфальтенов как 3.5%.
Обработанные образцы «Дeacфaльтeнизиpoвaнный» и «Oпopный» получены из сырой нефти путем растворения её в гептане с последующим выпариванием гептана вместе с легкими фракциями исходной нефти. Вследствие выпаривания самых легких фракций, отношение твердых фракций к жидким в обработанных образцах выше, чем в исходном, однако данные по этим образцам позволяют узнать долю асфальтенов и долю парафинов в общем сигнале от твердотельной компоненты нефти. Затем, зная суммарную концентрацию твердотельной водородсодержащей компоненты в исходном образце, полученную в результате его ЯМР анализа, легко вычислить в нем концентрации асфальтенов и парафинов.
На фиг. 2 приведён дополнительный пример анализа нефти другого месторождения. Предлагаемая методика дает значения концентраций парафинов и асфальтенов в опорном образце 4% и 3,5% соответственно.
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26) Таким образом в исходном образце нефти со второго месторождения концентрация парафинов составляет 1,6%, а асфальтенов 1,4%.
Примечательно, что ЯМР сигнал от твердой фракции образца «Дeacфaльтeнизиpoвaнный» соответствует только парафинам. Присутствующие в образцах смолы не дают в него вклад , т.к. находятся в жидком состоянии в растворе.
Изложенная методика определения концентраций парафинов и асфальтенов может быть применена как в лабораторных условиях, так и реализована для измерений в скважине (скважинах) в режиме реального времени.
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ определения содержания парафинов и асфальтенов в нефти, включающий осаждение асфальтенов растворителем, отличающийся тем, что осуществляют отбор трех образцов сырой нефти, два из отобранных образцов растворяют в растворителе, из одного из обработанных растворителем образцов удаляют асфальтены, для всех трех образцов методом ядерного магнитного резонанса измеряют кривые спада свободной индукции и определяют соотношение водородсодержащих твердотельных фракций, взвешенных в нефти, и водородсодержащих жидких фракций, по содержанию водородсодержащих твердотельных фракций в обработанном растворителем образце, из которого удалены асфальтены, судят о содержании парафинов, о концентрации асфальтенов судят по содержанию водородсодержащих твердотельных фракций в другом обработанном растворителем образце с учетом установленной концентрации парафинов, а содержание парафинов и асфальтенов в исходной нефти определяют исходя из установленного соотношения парафинов и асфальтенов в водородсодержащих твердотельных фракциях.
2. Способ определения содержания парафинов и асфальтенов в нефти по п.l, отличающийся тем, что после растворения двух образцов в растворителе удаляют растворитель вместе с легкими фракциями нефти,
ЗАМЕНЯЮЩИЙ ЛИСТ (ПРАВИЛО 26)
PCT/RU2007/000743 2006-12-28 2007-12-27 Procédé de détermination de la teneur en paraffines et en asphaltènes du pétrole WO2008082325A2 (fr)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
BRPI0722075-8A2A BRPI0722075A2 (pt) 2006-12-28 2007-12-27 Método para a determinação das concentrações de parafina e de asfaltenos em óleo
CA002675045A CA2675045A1 (en) 2006-12-28 2007-12-27 Method for determining paraffin and asphalthene content in oil
US12/493,561 US20100085047A1 (en) 2006-12-28 2009-06-29 Method for detecting paraffin wax and asphaltene content in oil

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2006146961/28A RU2333476C1 (ru) 2006-12-28 2006-12-28 Способ определения содержания парафинов и асфальтенов в нефти
RU2006146961 2006-12-28

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US12/493,561 Continuation US20100085047A1 (en) 2006-12-28 2009-06-29 Method for detecting paraffin wax and asphaltene content in oil

Publications (2)

Publication Number Publication Date
WO2008082325A2 true WO2008082325A2 (fr) 2008-07-10
WO2008082325A3 WO2008082325A3 (fr) 2008-09-04

Family

ID=39589102

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2007/000743 WO2008082325A2 (fr) 2006-12-28 2007-12-27 Procédé de détermination de la teneur en paraffines et en asphaltènes du pétrole

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20100085047A1 (ru)
BR (1) BRPI0722075A2 (ru)
CA (1) CA2675045A1 (ru)
RU (1) RU2333476C1 (ru)
WO (1) WO2008082325A2 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106671896A (zh) * 2015-11-10 2017-05-17 A·雷蒙德有限合伙公司 固定系统
US9851315B2 (en) 2014-12-11 2017-12-26 Chevron U.S.A. Inc. Methods for quantitative characterization of asphaltenes in solutions using two-dimensional low-field NMR measurement
US10634746B2 (en) 2016-03-29 2020-04-28 Chevron U.S.A. Inc. NMR measured pore fluid phase behavior measurements

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101526489B (zh) * 2008-03-04 2011-10-26 普拉德研究及开发股份有限公司 用于检测油中的石蜡和沥青质的含量的方法
US20140361774A1 (en) * 2011-12-12 2014-12-11 Nanonord A/S Method for quantitative determination of sodium in petroleum fuel
DK177351B1 (en) 2011-12-12 2013-02-11 Nanonord As A method of determining catalytic fines in an oil
RU2506571C1 (ru) * 2012-08-10 2014-02-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Самарский государственный аэрокосмический университет имени академика С.П. Королева (национальный исследовательский университет)" (СГАУ) Способ измерения показателей качества нефтепродуктов
EP3344991B1 (en) * 2015-09-01 2021-10-20 BP Corporation North America Inc. Predicting high temperature asphaltene precipitation
CN105136836B (zh) * 2015-09-28 2017-10-10 中国石油大学(北京) 低场核磁共振确定沥青质含量的方法及装置
CN106546620B (zh) * 2016-11-04 2018-06-08 上海海洋大学 一种无损定量检测中华绒螯蟹中蟹油含量的方法
RU2691958C1 (ru) * 2018-11-14 2019-06-19 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии Дальневосточного отделения Российской академии наук (ИХ ДВО РАН) Способ определения содержания парафина в нефти, нефтепродуктах и нефтесодержащих отложениях
CN109959674B (zh) * 2019-04-01 2020-09-29 南京大学 一种陆相复杂原油的油源辨识方法
CN115407052B (zh) * 2022-08-18 2023-09-19 西南石油大学 含蜡量对高含蜡凝析油气体系相态影响的测试方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3666932A (en) * 1970-12-30 1972-05-30 Texaco Inc Means and method for on-line determination of the aromatic, naphthene and paraffin contents of charge oil
SU1497538A1 (ru) * 1987-03-26 1989-07-30 Всесоюзный научно-исследовательский институт прикладной микробиологии Способ определени остаточной влажности в сухих веществах импульсным методом дерного магнитного резонанса
US5076909A (en) * 1988-05-14 1991-12-31 Exxon Research And Engineering Company Method for refining or upgrading hydrocarbons with analysis

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4865746A (en) * 1987-01-23 1989-09-12 Exxon Research And Engineering Company Chromatographic analysis of hydrocarbons
US4988446A (en) * 1988-05-14 1991-01-29 Exxon Research And Engineering Company Method for spectroscopic analysis of hydrocarbons
US7718434B2 (en) * 2003-06-11 2010-05-18 Schlumberger Technology Corporation Method for determining the characteristics of crude oils and mixtures of chain molecules by diffusion and relaxation measurements
US7688071B2 (en) * 2007-01-31 2010-03-30 Schlumberger Technology Corporation NMR measurement of wax appearance in fluids

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3666932A (en) * 1970-12-30 1972-05-30 Texaco Inc Means and method for on-line determination of the aromatic, naphthene and paraffin contents of charge oil
SU1497538A1 (ru) * 1987-03-26 1989-07-30 Всесоюзный научно-исследовательский институт прикладной микробиологии Способ определени остаточной влажности в сухих веществах импульсным методом дерного магнитного резонанса
US5076909A (en) * 1988-05-14 1991-12-31 Exxon Research And Engineering Company Method for refining or upgrading hydrocarbons with analysis

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
'Metodika vypolneniya izmereny massovikh kontsentratsi asfaltenov, smol, parafina v nefti' REGISTER, CODE RF.1.31.2004.00985 *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9851315B2 (en) 2014-12-11 2017-12-26 Chevron U.S.A. Inc. Methods for quantitative characterization of asphaltenes in solutions using two-dimensional low-field NMR measurement
CN106671896A (zh) * 2015-11-10 2017-05-17 A·雷蒙德有限合伙公司 固定系统
US10634746B2 (en) 2016-03-29 2020-04-28 Chevron U.S.A. Inc. NMR measured pore fluid phase behavior measurements

Also Published As

Publication number Publication date
US20100085047A1 (en) 2010-04-08
WO2008082325A3 (fr) 2008-09-04
BRPI0722075A2 (pt) 2014-04-08
RU2333476C1 (ru) 2008-09-10
CA2675045A1 (en) 2008-07-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2333476C1 (ru) Способ определения содержания парафинов и асфальтенов в нефти
US6794864B2 (en) Determination of oil and water compositions of oil/water emulsions using low field NMR relaxometry
CN101526489B (zh) 用于检测油中的石蜡和沥青质的含量的方法
CA3054541C (en) Lipoprotein analysis by differential charged-particle mobility
Putman et al. Analysis of petroleum products by gel permeation chromatography coupled online with inductively coupled plasma mass spectrometry and offline with fourier transform ion cyclotron resonance mass spectrometry
Barbosa et al. Time-domain proton nuclear magnetic resonance and chemometrics for identification and classification of Brazilian petroleum
WO2015175985A1 (en) Methods for determining oil and water compositions in drilling muds
JP2016510414A (ja) 生物学的サンプルの質を評価するための手段及び方法
CN102339356B (zh) 应用代谢组学技术评价与预测药物毒性和药效的方法
Lopes Silva
US10634630B2 (en) Low-field time-domain NMR measurement of oil sands process streams
CN109856310B (zh) 基于hplc-ms的去除代谢物离子峰表中假阳性质谱特征的方法
US20020140925A1 (en) Method and device for predicting the flocculation threshold of asphaltenes contained in hydrocarbon mixtures
RU2383884C1 (ru) Способ определения содержания жидкофазных и твердотельных компонент в смеси углеводородов
US10308680B2 (en) Magnetic separation of lipoproteins using dextran sulfate
US9140674B2 (en) Method for determining methanol content in crude oils
Jin et al. 13C‐detected IPAP‐INADEQUATE for simultaneous measurement of one‐bond and long‐range scalar or residual dipolar coupling constants
EP4281768A1 (en) Infection diagnosis and characterization using diffusion and relaxation edited proton nmr spectroscopy
RU2423686C1 (ru) Способ определения молекулярно-массового распределения парафинов в смеси углеводородов с помощью метода ядерного магнитного резонанса
RU2796819C1 (ru) Способ определения группового состава битума в породе с помощью низкочастотной ЯМР релаксометрии
Dereppe et al. Quantitative protonated heteroatom determination by silicon-29 nuclear magnetic resonance spectrometry and polarization transfer pulse sequences. Application to asphaltene
RU2777764C1 (ru) Способ определения содержания асфальтенов в нефти и продуктах ее переработки
Levkina et al. The use of microemulsions for the extraction and simultaneous preconcentration of maltenes as potential chemical markers to identify hydrocarbon deposits
da Silva NMR in the Characterization of Heavy Residual Procedural Streams
JP2019039915A (ja) 生物学的サンプルの質を評価するための手段及び方法

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2675045

Country of ref document: CA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 07866967

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A2

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 07866967

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A2

REG Reference to national code

Ref country code: BR

Ref legal event code: B01A

Ref document number: PI0722075

Country of ref document: BR

ENP Entry into the national phase

Ref document number: PI0722075

Country of ref document: BR

Kind code of ref document: A2

Effective date: 20090626