Влияние выпадения парафина и асфальтенов на параметры пластовой смеси

Последнее сообщение
visual73 2141 15
Янв 10

Товарищи!

Ищу людей и литературу по вопросу влияния выпадения парафинов (а следовательно и асфальтенов) на параметры пластового флюида: давление насыщения, плотность в пластовых условиях, вязкость, объёмный коэффициент и др.

Кто нибудь занимался таким вопросом?

Также интересует проблема выпадения оных в пробоотборниках. У иностранцев была даже такая посудина для перевозки проб, с подогревом и с мешалкой.

Eugene 554 14
Янв 10 #1

Вопрос очень интересный, так как непосредственно имеется такая проблема на месторождении. Как за ней уследить и работать пока не понятно.
Конкретно, удалось отследить на хроматографии признаки потери нормальных алканов, возможно принадлежащих легким парафинам.

Если появится информация дайте знать, буду признателен.

visual73 2141 15
Янв 10 #2

Eugene пишет:

Вопрос очень интересный, так как непосредственно имеется такая проблема на месторождении. Как за ней уследить и работать пока не понятно.
Конкретно, удалось отследить на хроматографии признаки потери нормальных алканов, возможно принадлежащих легким парафинам.

Если появится информация дайте знать, буду признателен.


Искать похоже нужно у иностранцев, т.к. эту проблему стали изучать сравнительно не давно, а у нас в это время как раз пошёл провал. То что у них уже есть техника направленная на решение проблем с выпадением это подтверждает.

Думаю что влияние не очень существенно (хотя встречаются очень сильно парафинистые нефти, и как с ними быть даже трудно сказать), поэтому нужно смотреть обязательно на высокоточной аппаратуре.

По своим наблюдениям (один из примеров): при переводе глубинных проб в установку (при комнатной температуре) в пробоотборниках на стенках остаётся чёрная густая пачкающаяся смолоподобная смазкоподобная субстанция. От основной нефти она отличается и цветом и консистенцией (нефть 810 кг/м3, очень жидкая). В установке при этом внизу также наблюдается эта фракция, причём она очень трудно растворяется обратно в пластовую нефть, не смотря на высокие пластовые температуру и давление, а также наличие магнитной мешалки.
Может это церезин какой-нибудь, который плохо отделяется от парафина. Хрен знает. Тут у меня пробел есть в химии.

В общем фокусов много встречается.

Буду искать.

Unknown 1656 15
Янв 10 #3

visual73 пишет:

Искать похоже нужно у иностранцев, т.к. эту проблему стали изучать сравнительно не давно, а у нас в это время как раз пошёл провал. То что у них уже есть техника направленная на решение проблем с выпадением это подтверждает.

Думаю что влияние не очень существенно (хотя встречаются очень сильно парафинистые нефти, и как с ними быть даже трудно сказать), поэтому нужно смотреть обязательно на высокоточной аппаратуре.

По своим наблюдениям (один из примеров): при переводе глубинных проб в установку (при комнатной температуре) в пробоотборниках на стенках остаётся чёрная густая пачкающаяся смолоподобная смазкоподобная субстанция. От основной нефти она отличается и цветом и консистенцией (нефть 810 кг/м3, очень жидкая). В установке при этом внизу также наблюдается эта фракция, причём она очень трудно растворяется обратно в пластовую нефть, не смотря на высокие пластовые температуру и давление, а также наличие магнитной мешалки.
Может это церезин какой-нибудь, который плохо отделяется от парафина. Хрен знает. Тут у меня пробел есть в химии.

В общем фокусов много встречается.

Буду искать.


А ты через хроматограф эту "субстанцию" прогони. Сразу и поймешь есть ли там парафины или это смолисто-асфальтеновая составляющая.
(церезин это вроде те же парафиновые УВ только с большим числом атомов С >35)

visual73 2141 15
Янв 10 #4

Unknown пишет:

А ты через хроматограф эту "субстанцию" прогони. Сразу и поймешь есть ли там парафины или это смолисто-асфальтеновая составляющая.
(церезин это вроде те же парафиновые УВ только с большим числом атомов С >35)


э-э-эХ! У меня тока до С10+ берёт sad.gif
Нету у нас до С30+...
Да, интересно было бы покопать. Надо в Милан ехать, там есть научный городок ENI, там то они точно знають.

Асфальтены, как я понимаю, тоже выпадают, причём следом за парафинами.

Пойду хоть справочник с горя почитаю ), про церезины всякие.

visual73 2141 15
Янв 10 #5

А вот ещё кто-нибудь сталкивался с таким:
нефть в стандартных условиях, парафину 8%мас. Вязкость - 4 мм2/с.
Сколько не стоит ничего не меняется.
Фильтруем через стандартный фильтр. Замеряем вязкость - 20 мм2/с!
Вопрос: что осталось на фильтре? laugh.gif

visual73 2141 15
Янв 10 #6

А кто-нибудь подскажет какие есть сейчас приборы по определению температуры насыщения пластовой нефти парафином, асфальтенами?

по теме
http://ru-patent.info/21/50-54/2153068.html

Unknown 1656 15
Янв 10 #7

visual73 пишет:

А кто-нибудь подскажет какие есть сейчас приборы по определению температуры насыщения пластовой нефти парафином, асфальтенами?

по теме
http://ru-patent.info/21/50-54/2153068.html

температуру кристаллизации парафинов при "комнатном" давлении можно определять методом дифференциального термического анализа/ калориметрией.

visual73 2141 15
Янв 10 #8

Unknown пишет:

температуру кристаллизации парафинов при "комнатном" давлении можно определять методом дифференциального термического анализа/ калориметрией.

жаль. При повышенном давлении - вся соль!
Допустим мы отобрали глубинный проб, так там давление например 80 ат (а может и больше быть), вот и интересно какую температуру надо сделать чтобы они растопились в пробе.

За инфу спасибо! Поищем.

Александрович 21 7
Июн 15 #9

Eugene пишет:
Вопрос очень интересный, так как непосредственно имеется такая проблема на месторождении. Как за ней уследить и работать пока не понятно.
Конкретно, удалось отследить на хроматографии признаки потери нормальных алканов, возможно принадлежащих легким парафинам.

Если появится информация дайте знать, буду признателен.

Здравствуйте. Занимаюсь лабораторными исследованиями образования АСПО на глубинных пробах. Можно подробное описание проблемы?  Имеющееся оборудование позволяет провести множество исследований по данной проблеме.

Go to top