Экспрессный способ обнаружения взвеси твердых парафинов в продукции нефтегазоконденсатных скважин Российский патент 2019 года по МПК G01N21/35 

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано для оперативного контроля методом ИК - спектрометрии появления взвеси твердых парафинов в продукции нефтегазоконденсатных скважин при разработке нефтегазоконденсатных месторождений.

Выпадение парафинов из нефти приводит к осаждению парафинов на стенках скважины (парафинизация скважины) и трубопроводов (парафинизация трубопроводов), что мешает нормальному процессу добычи и транспортировки нефти, а также приводит к потере ценного продукта переработки нефти (парафина).

В настоящее время на добывающих предприятиях нефтегазовой отрасли не существует оперативного контроля появления взвеси твердых парафинов в продукции нефтегазоконденсатных скважин.

В лабораторной практике для контроля момента (и температуры) появления в нефти твердой фазы (парафинов) используют визуальный, фотометрический, рефрактометрический, термографический, ультразвуковой, фильтрационный и другие методы.

Известен способ определения температуры кристаллизации парафинов в нефти [1], который наиболее близок к предлагаемому способу, так как температуру кристаллизации определяют по появлению кристаллов парафинов при охлаждении предварительно нагретой пробы (образца). Реализация этого способа возможна практически только в лабораторных условиях.

Основной задачей заявляемого изобретения и требуемым техническим результатом, достигаемым при использовании изобретения, является создание способа экспрессного обнаружения (определения) взвеси твердых парафинов в продукции нефтяных и газоконденсатных скважин, обеспечивающего оперативность принятия решений по эксплуатации скважины.

Поставленная задача и требуемый технический результат достигается тем, что в предлагаемом способе появление взвеси твердых парафинов определяют по увеличению интегральной оптической плотности отобранной пробы, измеренной ИК-спектрометром в максимуме спектра пропускания на участке волновых чисел 3600 см^-1 - 3460 см^-1 в кювете оптической толщиной 2,4 мм, до величины большей численного значения ее удельной плотности.

При этом под интегральной оптической плотностью (интегральным спектральным коэффициентом направленного пропускания) подразумеваются результаты измерений оптических параметров раствора (пробы) в кювете, оптическая толщина которой не позволяет выделять индивидуальные линии поглощения исследуемых веществ независимо от спектрального разрешения спектрометра. В частности, измерения проводились в кюветах с оптической толщиной 2,4 мм с помощью спектрометра ИКАР-3 (рабочий спектральный диапазон прибора 1800-3600 нм, разрешение - выделяемый спектральный интервал 8-10 нм) и ИК Фурье - спектрометром Nikolet 380 (разрешение 1 см^-1).

В представленной таблице показаны соотношения удельных и интегральных оптических плотностей некоторых из исследованных нефтей и газовых конденсатов валанжинских залежей Н. Уренгоя.

Данные таблицы отражены на рисунке 1, на котором хорошо видно, что нефти HI и Н6, имеющие отношение числовых значений оптической и удельной плотности больше 1, выходят за пределы линейной корреляционной зависимости оптической и удельной плотности, связывающей большинство нефтей.

Пробу необходимо отбирать на устье скважины, а измерение оптической плотности можно проводить портативным инфракрасным спектрометром типа ИКАР-3 или спектрофотометром типа ИКАН-1, который может находиться рядом с местом отбора пробы. Измерение удельной плотности нефти не представляет трудности и периодически контролируется в процессе добычи.

Сущность способа поясняется на рисунке 2, на котором показан участок инфракрасных спектров нефти Н6, измеренных в кювете 2,4 мм в разные годы эксплуатации скважины 20315 (Н6). Измерения проводились при комнатной температуре (20-25°С). Хорошо видно как резко увеличилась оптическая плотность пробы 2010 года (голубая кривая). В процессе анализа причин резкого увеличения оптической плотности были проведены различные исследования в том числе исследования в скрещенных поляризационных лучах с помощью микроскопа, оснащенного видеорегистратором. Это позволило в пробах этих нефтей обнаружить взвесь твердых парафинов, т.е. наличие кристаллов парафинов. На рисунке 3 представлен вид пробы нефти Н6, полученный с видеорегистратора. Кристаллы твердых парафинов хорошо видны на темном фоне, так как парафины обладают двойным лучепреломлением [2]. Оказалось, что взвесь кристаллов парафина существенно уменьшает пропускание раствора не только в видимой, но и в инфракрасной области спектра (рисунок 4). Таким образом систематический контроль продукции скважины этим способом позволит обнаружить появление кристаллов парафинов на самой ранней стадии, что позволит скорректировать режим эксплуатации скважины.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Способ определения температуры кристаллизации парафинов в нефти патент РФ №2495408, опубл. 10.09.2008 г.

2. Щевликамов В.В., Мархасин И.Л., Бабалян Г.А. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1970. - 160 с].

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и касается экспрессного способа обнаружения взвеси твердых парафинов в продукции нефтегазоконденсатной скважины с помощью ИК-спектрометра. Способ включает в себя отбор пробы и измерение ее интегральной оптической плотности в максимуме спектра пропускания на участке волновых чисел 3600 см^-1 - 3460 см^-1 в кювете оптической толщиной 2,4 мм. Появление в пробе продукции скважины взвеси твердых парафинов определяют по увеличению интегральной оптической плотности пробы до величины, большей численного значения удельной плотности этой пробы. Технический результат заключается в повышении оперативности обнаружения взвеси твердых парафинов в продукции нефтяных и газоконденсатных скважин. 4 ил. 1 табл.

Экспрессный способ обнаружения взвеси твердых парафинов в продукции нефтегазоконденсатной скважины с помощью ИК-спектрометра, включающий отбор пробы и измерение ее интегральной оптической плотности в максимуме спектра пропускания на участке волновых чисел 3600 см^-1 - 3460 см^-1 в кювете оптической толщиной 2,4 мм, отличающийся тем, что появление в пробе продукции скважины взвеси твердых парафинов определяют по увеличению интегральной оптической плотности пробы до величины, большей численного значения удельной плотности этой пробы.