Способ определения эффективности действия ингибитора парафиноотложения в нефти

 

Использование: при исследовании нефтяных сред, а именно при выборе эффективных ингибиторов парафиноотложения. Сущность изобретения: методом ЯМР для исследуемого образца с ингибитором и без него определяют времена протонной спинрешеточной релаксации при ступенчатом снижении температуры. Устанавливают зависимости длинновременной компоненты спин-решеточной релаксации молекул углеводородов нефти от температуры для обеих проб нефти и по сопоставлению характера этих зависимостей судят об эффективности действия ингибитора парафиноотложения. 1 ил. (Л С

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ (21) 4906526/25 (22) 31.01.91 (46) 23.03.93. Бюл. N 11 (71) Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) Б.И.Тульбович, 3,Р.Áoðñóöêèé и

А.А.Злобин (73) Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (56) Саяхов Ф.Л, и др. Высокочастотный диэлькометрический метод подбора эффективного ингибитора парафиноотложения, ВНИИОЭНГ, ЭИ, серия: Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений, Отечественный опыт, вып, 5, 1988, с. 1 — 4, Патент США ¹ 3722592, кл. Е 21 В 43/00, опублик, 27,03,73, Изобретение относится к исследованию нефтяных сред, в частности к определению эффективности действия ингибиторов по предотвращению отложений парафина в нефти.

Цель изобретения — определение параметров процесса кристаллизации парафина и их изменения после воздействия ингибитора парафиноотложения.

Для определения эффективности действия ингибитора парафиноотложения в нефти пробу нефти помещают в датчик

ЯМР-релаксометра по исходной температуре не ниже пластовой, ступенчато снижают температуру пробы нефти, измеряют време„„« Ы„„1804о15 АЗ (я)5 G 01 N 24/08, Е 21 В 43/00 (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВИЯ ИНГИБИТОРА ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯ В НЕФТИ (57) Использование; при исследовании нефтяных сред, а именно при выборе эффективных ингибиторов парафиноотложения.

Сущность изобретения; методом ЯМР для исследуемого образца с ингибитором и без него определяют времена протонной спинрешеточной релаксации при ступенчатом снижении температуры. Устанавливают зависимости длинновременной компоненты спин-решеточной релаксации молекул углеводородов нефти от температуры для обеих проб нефти и по сопоставлению характера этих зависимостей судят об эффективности действия ингибитора парафиноотложения.

1 ил, на протонной спин-решеточной релаксации нефти на каждой ступени снижения температуры пробы нефти, после чего берут другую пробу той же нефти, нагревают ее до исходной температуры, затем в пробу нейти вводят ингибитор нефтеотложения, ступенчато снижают температуру пробы нефти с ингибитором, измеряют времена протонной спин-решеточной релаксации нефти с ингибитором на каждой ступени снижения температуры такой пробы, устанавливают зависимости длинновременой компоненты спин-решеточной релаксации (CPP) молекул углеводородов нефти от температуры для обеих проб нефти и по сопоставлению характера этих зависимостей судят об эффек1804615 тивности действия ингибитора парафиноотложения.

На чертеже изображены кривые зависимостей длинновременной компоненты CPP

Tia от температуры в пробах исходной нефти (кривая 1) и нефти с ингибитором (кривая 2).

Для осуществления способа производят следующие операции в укаэанной последовательности: пробу сырой нефти отбирают из глубинного пробоотборника в герметичный контейнер; контейнер с пробой нефти помещают в датчик ЯМР-релаксометра при исходной температуре не ниже пластовой; ступенчато снижают температуру пробы нефти; измеряют времена протонной CPP нефти на каждой ступени снижения температуры пробы нефти; строят графики зависимости длинновременной компоненты CPP Tra от температуры исходной нефти в пробе; другую пробу той же нефти нагревают до исходной температуры и вводят в нее ингибитор парафиноотложения; пробу нефти с ингибитором помещают в датчик

ЯМР-релаксометра при температуре не ниже пластовой; ступенчато снижают температуру пробы нефти с ингибитором; измеряют времена протонной СРР нефти с ингибитором на каждой ступени снижения температуры такой пробы; строят график . зависимости длинновременной компоненты СРР Т1> от температуры нефти с ингибитором в пробе; оценивают эффективность действия ингибитора парафиноотложения.

Для осуществления способа использованы следующие вещества и оборудование; пробы нефтей объемом 2-3 см, помещенэ ные в герметичные контейнеры; ингибиторы парафиноотложений марок ХТ-48, СНПХ7410, СНПХ-7401; глубинный пробоотборник — ВПП-300; сосуд Дьюара; импульсный спектрометр ЯМР "Миниспек" Р20 фирмы

"Бруккер" ФРГ с рабочей частотой 20 МГц, оборудованный автоматической термостатирующей установкой; система термостабилизации датчика релаксометра, включающая ультратермостат NB EP (ГДР) с гибкими шлангами для циркуляции жидкости; микродозатор для жидкостей; контактный термометр по ГОСТ 9871-75Е; бумага фильтровальная по ГОСТ 12026-76.

Пример, Пробу нефти отбирали из глубинного пробоотборника ВПП-300, при необходимости нефть обезвоживали, Исследуемый образец нефти, представляющий собой навеску из 2 — 3 г нефти, помещали в герметичный контейнер так, что столбик нефти в 2 — 3 раза превышал длину измерительной катушки датчика релаксометра, Контейнер с нефтью выдерживали 30-40 мин в сосуде Дьюара с водой при темпера5

55 туре на 20 — 30 С выше пластовой температуры исследуемой нефти, Затем контейнер быстро помещали в датчик ЯМР-релаксометра, предварительно прогретый до температуры на 15 — 20 С выше температуры исследуемой нефти в пласте, и выдерживали 20 мин. Измеряли время протонной CPP.

Далее ступенчато снижали температуру датчика релаксометра на 1 — 5 С, выдерживали пробу нефти при каждой температуре в течение 20 мин. После этого измеряли время протонной CPP на каждой ступени снижения температуры пробы нефти, Таким образом, получали набор времен протонной CPP исходной нефти при ступенчатом снижении температуры нефти до 2 — 5 С, После этого строили кривую 1 зависимости длинновременной компоненты CPP T)a от температуры исходной нефти в пробе.

llo мере снижения температуры пробы нефти кривая 1 показывает монотонный спад величин Т, а горизонтальные ее участки а и б на кривой температурной зависимости T1a = f (t,oC) указывают температуры проб нефти, при которых образовывались различные кристаллические формы парафинов в нефти. По количеству отклонений от монотонно убывающей зависимости Т, = f (toС) на кривой 1 горизонтальные участки а и б указывают на образование двух кристаллических форм парафина, Затем определяли интервал температур образования выделенных кристаллических форм парафина по граничным точкам отклонений на зависимости Т = f (t,oС), которые составляли для участка а от 18 до 22 С, а для участка б — от12,5до16 С, Послеэтого рассчитывали долевое участие каждой выделенной кристаллической формы парафина как отношение каждой площади Sa и $ь отклонения вверх от монотонно убывающей зависимости T1a = f (t,oС) с уменьшением температуры пробы нефти к сумме указанных площадей. Далее брали другую пробу той же нефти и снова нагревали в сосуде Дьюара до исходной температуры, Затем пробу нефти микродозатором вводили ингибитор парафиноотложения (из расчета 200 г на 1 т нефти), интенсивно встряхивали 1-2 мин и выдерживали 30 — 40 мин при указанной температуре. Снова помещали пробу в датчик релаксометра, предварительно прогретый до температуры на 15 — 20 С выше пластовой. Выдерживали 20 мин и измеряли время протонной CPP нефти с ингибитором.

Затем снова ступенчато снижали температуру датчика на 1-5 С; выдерживали пробу нефти с ингибитором в течение 20 мин на каждой установленной ступени температуры датчика. Измеряли времена протонной

1804615

55

CPP нефти с ингибитором на каждой ступени снижения температуры нефти с ингибитором до 2 — 5 С. На основании этих измерений строили линию 2 зависимости длинновременной компоненты CPP Т от температуры пробы нефти с ингибитором.

Далее по сопоставлению кривой 1 и линии 2 судили о степени эффективности действия анализируемого ингибитора. Как видно из чертежа, кривая 1 имеет отклонения в виде горизонтальных участков а и б, которые на линии 2 полностью отсутствуют.

Линия 2 имеет монотонный (линейный) характер во всем диапазоне исследуемых температур. Как установлено впервые при исследованиях, монотонный характер кривой,зависимости T1a =- f (t, С) свидетельствует о высокой эффективности анализируемого ингибитора парафиноотложения для исследуемой нефти.

Таким образом, эффективность действия ингибитора парафиноотложения по способу оценивается по степени восстановления монотонного спада кривой зависимости T1a = f (l, С) для пробы с инги- 25 битором.

Технические преимущества способа оценки эффективности действия ингибитора состоят в том, что при его использовании впервые создана возможность получить дифференциальную оценку, позволяющую расширить информативность о действии ингибитора парафиноотложения в нефтях благодаря впервые полученной возможности определения в сырых нефтях числа кристаллических форм парафина; возможности установления интервала температур образования каждой формы; определения доли участия каждой формы в процессе парафиноотложения и степени воздействия ингибитора парафиноотложения на каждую кристаллическую форму парафина в нефтях.

Отмеченные преимущества способа позволяют получить детальную информацию о составе и количественных характеристиках различных кристаллических форм парафина для любой нефти, а также о степени воздействия на каждую из них соответствующего ин гибитора парафиноотложений, Благодаря этой новой детальной информации зная компонентный химический состав ингибиторов, получают возможность по сравнению с известными способами в

2-10 раз сократить число лабораторных опытов по определению эффективности действия ингибиторов за счет проведения исследования только части из них, а именно только одного из отобранных и сгруппированных по сходному основному компоненту ингибиторов из всего предложенного набора ингибиторов.

В связи с этим экономический эффект от использования способа при лабораторных исследованиях заключается в сокращении трудовых, энергетических и материальных затрат, необходимых для поиска и выбора наиболее эффективного из имеющегося набора ингибиторов парафиноотложений, не менее, чем в 4 — 8 раз.

Использование способа позволяет также сократить не менее чем на 3 — 87» затраты на ремонт эксплуатационных скважин, связанные с парафиноотложениями, благодаря тому, что отпадает необходимость ремонтных работ из-за некачественно выбранного ингибитора для данных условий эксплуатации и исключаются потери текущей нефтедобычи.

Формула изобретения

Способ определения эффективности действия ингибитора парафиноотложения в нефти, включающий введение ингибитора в исследуемый обезвоженный образец, определение параметров для образца с ингибитороми без него, отл ича ю щи йся тем, что, с целью определения параметров процесса кристаллизации парафина и их изменения после воздействия ингибитора парафиноотложения, введение ингибитора в исследуемый образец осуществляют при исходной, не ниже пластовой, температуре, последовательно возбуждают и регистрируют сигнал ЯМР для образца с ингибитором и без него при исходной температуре и при ступенчатом снижении температуры, определяют времена протонной спин-решеточной релаксации для образца с ингибитором и без него на каждой ступени снижения температуры, определяют зависимости длинномерной компоненты спин-решеточной релаксации молекул углеводородов нефти от температуры для обеих проб нефти и по сопоставлению характера этих зависимостей судят об эффективности действия ингибитора.

1804615

4t0 8; ОС

50

Редактор

Заказ 1077 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Ф

ФО5

Составитель Б.Тульбович

Техред М.Моргентал Корректор М.Максимишинец