Меню Рубрики

Установка chandler engineering pvt 3000

Cистема анализа PVT-свойств пластовых флюидов Модель 3000

Исследования термофизических свойств флюидов (особенно флюидов залежи), такие как фазовое поведение, плотность, вязкость, и т.д. расширились до широкого диапазона анализов смесей и химических веществ. Продукция Chandler Fluid Technology разработана первоначально компанией Ruska, ведущим в мире поставщиком ртутного оборудования PVT с 1945 года. В 1987 году Ruska приняла программу развития по исключению ртути из лаборатории и автоматизации работ путем компьютерного управления. Первая система была установлена в 1989 году, и с тех пор были поставлены десятки систем по всему миру. Разработанная Ruska система фазового поведения является наиболее признанной аналитической системой PVT, как в США, так и в международных научных лабораториях.

Система Модели 3000 имеет модульную конструкцию с двумя ячейками. Одним из многих преимуществ конструкции является повышенная точность. Измерение объема фаз в Модели 3000 с двумя ячейками более точно, чем в системах с одной ячейкой из-за большей чувствительности. Аналитические измерения производятся позиционированием фазового интерфейса на справочной позиции на сапфировом окне. Внутренний диаметр окна составляет только 0,3 см, что дает чувствительность 0,07 см3/см. Для ячейки с одним окном внутренний диаметр 2,5 см чувствительность составляет 4,9 см3/см. Т.е. в 70 раз меньше чем чувствительность Модели 3000

Внешнее компьютерное управление обрабатывает все входящие/выходящие данные, управляет интерфейсом пользователя и коммуникациями. Модель 3000 включает операционную платформу LabView с системой программного обеспечения Ruska, специально разработанного для давления насыщенных паров, вязкости и дистанционного управления. Эта разработка предусматривает огромную универсальность и многофункциональность программного управления.

Модульность конструкции Модели 3000 позволяет встраивание дополнительных приборов, таких, как капиллярный вискозиметр, электромагнитный вискозиметр, плотномер в линии, акустический анализатор фазовых переходов, газоконденсатную ячейку с окном, кран для проб и т.д., которые могут быть установлены при закупке, или позднее при необходимости. Последующие улучшения компонентов могут быть также внесены в систему без изменения всей секции. Текущий уход также упрощен.

Изучение тефрмофизических свойств жидкостей – фазового поведения, плотности, вязкости, и др. при изменяющихся условиях давления, температуры и объема широко известно под названием PVT-исследование. Система PVT модели 3000 является высокоточным инструментом для проведения PVT-исследований различных жидкостей, в особенности тех из них, которые часто встречаются в природных резервуарах углеводородов. К наиболее распространенным видам исследований, проводимых с помощью Системы PVT модели 3000, относятся:

  • Анализ нефти/рекомбинированная нефть
  • Анализ нефти/капиллярная вязкость
  • Анализ нефти/капиллярная вязкость/плотность
  • Анализ нефти/обнаружение твердых частиц
  • Анализ нефти/газоконденсатный анализ
  • Анализ газа/низкий газовый фактор
  • Анализ газа/высокий газовый фактор
  • Оценка содержания химических веществ и растворителей

PVT система Chandler работает без ртути, обладает лучшими характеристиками и более проста в использовании. Компьютеризированный сбор данных и контролирующее программное обеспечение упрощают подготовку и проведение PVT тестов, а также позволяют осуществить электронную регистрацию ключевых данных тестирования. PVT оборудование Chandler Engineering лидирует на мировом рынке PVT с 1945 г., а PVT Система модели 3000 является наиболее популярной системой PVT анализа в американских и международных научных лабораториях.

  • Безртутное устройство
  • Компьютеризированная регистрация данных
  • Визуальная детекция фаз и границ при анализе нефти и газоконденсатном анализе
  • Большой объем ячеек
  • Гибкая настройка конфигурации для различных исследований
  • Возможность установки дополнительных модулей для измерения плотности, вязкости и содержания твердых частиц
  • Безопасность в использовании

Максимальное рабочее давление

Насосная ячейка: 15,000 psi / 104 МПа
Вспомогательная ячейка:
Газоконденсатная ячейка: 20,000 psi / 138 МПа
Ячейка с плавающим поршнем 15,000 psi / 104 МПа
Мини-ячейка 15,000 psi / 104 МПа
Максимальная рабочая температура: 400°F / 204°C
Точность измерения давления: 0.1 % полной шкалы
Объем ячеек (примерный):
Насосная ячейка 400 см 3
Газоконденсатная ячейка 1000 см 3
Ячейка с плавающим поршнем 600 или 1600 см 3
Мини-ячейка 100 см 3
Точность измерения объема: 0.1 см 3
Точность измерения объема жидкого конденсата: ± 0.01 см 3
Регулировка температуры: ± 0.5°C
Требования к состоянию окружающей среды: температура воздуха от 60°F до104°F / от 15°C до 40°C, относительная влажность воздуха от 20% до 90%, без конденсата

Питание: 220-240 В переменного тока, 50/60 Гц, однофазное, 25 A (6000 Ватт) макс.
Размеры: (ширxглубxвыс) 51 x 38 x 95 дюймов. / 130 x 97 x 241 см, без учета внешнего насоса.
Вес брутто: примерно 1350 фунтов / 610 кг, без учета дополнительных модулей и внешнего оборудования

источник

Система анализа PVT-свойств пластовых 3000

Оставьте заявку

Наличие на складе: да
Производитель:
Страна производитель: Россия
Наличие в Госреестре:

Поверка:
Гарантия: 1 год
Взять в аренду: уточняйте

Cистема анализа PVT-свойств пластовых флюидов Chandler Engineering 3000

Исследования термофизических свойств флюидов (особенно флюидов залежи), такие как фазовое поведение, плотность, вязкость, и т.д. расширились до широкого диапазона анализов смесей и химических веществ.

Система серии 3000 имеет модульную конструкцию с двумя ячейками. Одним из многих преимуществ конструкции является повышенная точность. Измерение объема фаз в Модели 3000 с двумя ячейками более точно, чем в системах с одной ячейкой из-за большей чувствительности. Аналитические измерения производятся позиционированием фазового интерфейса на справочной позиции на сапфировом окне. Внутренний диаметр окна составляет только 0,3 см, что дает чувствительность 0,07 см3/см. Для ячейки с одним окном внутренний диаметр 2,5 см чувствительность составляет 4,9 см3/см. Т.е. в 70 раз меньше чем чувствительность Модели 3000

Внешнее компьютерное управление обрабатывает все входящие/выходящие данные, управляет интерфейсом пользователя и коммуникациями. Модель 3000 включает операционную платформу LabView с системой программного обеспечения Ruska, специально разработанного для давления насыщенных паров, вязкости и дистанционного управления. Эта разработка предусматривает огромную универсальность и многофункциональность программного управления.

Модульность конструкции Модели 3000 позволяет встраивание дополнительных приборов, таких, как капиллярный вискозиметр, электромагнитный вискозиметр, плотномер в линии, акустический анализатор фазовых переходов, газоконденсатную ячейку с окном, кран для проб и т.д., которые могут быть установлены при закупке, или позднее при необходимости. Последующие улучшения компонентов могут быть также внесены в систему без изменения всей секции. Текущий уход также упрощен.

источник

Системы безртутные фазового поведения PVT

Система безртутная фазового поведения PVT (далее ╞ система) предназначена для измерения плотности, вязкости, температуры нефти, а также для исследования физических свойств пластовых флюидов.

Скачать

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 49370-12
Наименование Системы безртутные фазового поведения
Модель PVT
Класс СИ 31.02
Год регистрации 2012
Методика поверки / информация о поверке МП 08-241-2012
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Страна-производитель США
Центр сертификации СИ
Наименование центра ГЦИ СИ УНИИМ
Адрес центра 620000, г.Екатеринбург, ул.Красноармейская, 4
Руководитель центра Леонов Владислав Валентинович
Телефон (8*343) 350-26-18
Факс 350-20-39
Информация о сертификате
Срок действия сертификата 26.03.2017
Номер сертификата 45885
Тип сертификата (C — серия/E — партия) С
Дата протокола Приказ 173 от 26.03.12 п.31
Производитель / Заявитель

Фирма «Chandler Engineering Company», США

Назначение

Система безртутная фазового поведения PVT (далее — система) предназначена для измерения плотности, вязкости, температуры нефти, а также для исследования физических свойств пластовых флюидов.

Описание

Принцип действия системы основан на зависимости физических свойств пластовых флюидов от давления, объема, дифференциального испарения.

Система представляет собой лабораторный прибор, состоящий из печи, цифрового газометра, вискозиметра, модуля цифрового плотномера, акустической системы обнаружения твердой фазы ARS, насоса высокого давления, видеосистемы для внутреннего обзора насосной и газоконденсатной ячеек, системы охлаждения, а также автоматической системы управления на базе персонального компьютера.

Цифровой газометр состоит из двух цилиндров объемом 1 дм и 2 дм .

Акустическая система ARS обеспечивает обнаружение выпадения асфальтенов и отложение парафинов.

Модуль цифрового плотномера состоит из измерительной ячейки, установленной в печи, и блока электроники.

Модуль вискозиметра состоит из установленного в печи капилляра и блока электроники.

Управление системой осуществляется посредством внешнего компьютера с программным обеспечением.

Фотография внешнего вида системы представлена на рисунке 1.

Программное обеспечение

Система оснащена программным обеспечением, позволяющим проводить контроль процесса измерений, осуществлять сбор экспериментальных данных, обрабатывать и сохранять полученные результаты, передавать результаты измерений на персональный компьютер или на принтер.

Идентификационные данные программного обеспечения

источник

49370-12: Системы безртутные фазового поведения PVT

Система безртутная фазового поведения PVT (далее ╞ система) предназначена для измерения плотности, вязкости, температуры нефти, а также для исследования физических свойств пластовых флюидов.

Основные данные
Госреестр № 49370-12
Наименование Системы безртутные фазового поведения
Модель PVT
Класс СИ 31.02
Год регистрации 2012
Методика поверки МП 08-241-2012
Межповерочный интервал 1 год
Страна-производитель США
Центр сертификации СИ
Наименование ГЦИ СИ УНИИМ
Адрес 620000, г.Екатеринбург, ул.Красноармейская, 4
Руководитель Леонов Владислав Валентинович
Телефон (8*343) 350-26-18
Факс 350-20-39
Информация о сертификате
Срок действия сертификата 26.03.2017
Номер сертификата 45885
Тип сертификата (На серию или на партию) С
Дата протокола Приказ 173 от 26.03.12 п.31
Производитель / Заявитель

Фирма «Chandler Engineering Company», США

Скачать

Применение

Система безртутная фазового поведения PVT (далее — система) предназначена для измерения плотности, вязкости, температуры нефти, а также для исследования физических свойств пластовых флюидов.

Подробное описание

Принцип действия системы основан на зависимости физических свойств пластовых флюидов от давления, объема, дифференциального испарения.

Система представляет собой лабораторный прибор, состоящий из печи, цифрового газометра, вискозиметра, модуля цифрового плотномера, акустической системы обнаружения твердой фазы ARS, насоса высокого давления, видеосистемы для внутреннего обзора насосной и газоконденсатной ячеек, системы охлаждения, а также автоматической системы управления на базе персонального компьютера.

Цифровой газометр состоит из двух цилиндров объемом 1 дм и 2 дм .

Акустическая система ARS обеспечивает обнаружение выпадения асфальтенов и отложение парафинов.

Модуль цифрового плотномера состоит из измерительной ячейки, установленной в печи, и блока электроники.

Модуль вискозиметра состоит из установленного в печи капилляра и блока электроники.

Управление системой осуществляется посредством внешнего компьютера с программным обеспечением.

Фотография внешнего вида системы представлена на рисунке 1.

Система оснащена программным обеспечением, позволяющим проводить контроль процесса измерений, осуществлять сбор экспериментальных данных, обрабатывать и сохранять полученные результаты, передавать результаты измерений на персональный компьютер или на принтер.

Идентификационные данные программного обеспечения

источник

ИССЛЕДОВАНИЕ ФАЗОВОГО ПОВЕДЕНИЯ ТЯЖЕЛЫХ КОМПОНЕНТОВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

1 ИССЛЕДОВАНИЕ ФАЗОВОГО ПОВЕДЕНИЯ ТЯЖЕЛЫХ КОМПОНЕНТОВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ А.А. Лобанов, Ю.Н. Ивакин, Е.Ю. Пустова Северный (Арктический) федеральный университет им. М.В. Ломоносова, г. Архангельск, Цели и задачи исследования Фазовый переход тяжелых компонентов пластовых флюидов (парафинов и асфальтенов) в твердое или высоковязкое состояние в процессе добычи и перекачки скважинной продукции представляет серьезную угрозу для бесперебойной работы нефтегазодобывающего предприятия. Осаждение данных компонентов может привести к кольматации порового пространства пласта, изменению его смачиваемости, стабилизации водонефтяных эмульсий, закупорке внутрискважинного и наземного оборудования и др. [1, 2]. Исходя из этого, исследованию фазового поведения парафинов и асфальтенов при разведке и разработке нефтегазовых месторождений должно уделяться особое внимание. Специалистами Инновационно-технологического центра арктических нефтегазовых лабораторных исследований Северного (Арктического) федерального университета им. М.В. Ломоносова разработана комплексная программа исследований, включающая в себя следующие основные этапы: 1) отбор глубинных проб с замером температуры/давления по стволу скважины; 2) исследования пластовых флюидов согласно [3]; 3) термобарические исследования процессов осаждения асфальтенов и парафинов в пластовых флюидах. По результатам проведения данных исследований формируется базовый комплекс информации о фазовом поведении парафинов и асфальтенов в пластовых флюидах и решаются следующие задачи: 1) оценка потенциала осложнений; 2) построение фазовых диаграмм; 3) выдача рекомендаций по обоснованию режима работы скважин; 4) обоснование необходимости дальнейших исследований. 1

2 Используемое оборудование Отбор проб и замер температуры и давления по стволу скважины осуществляются пробоотборниками СИМСП-20ВМА (Союзнефтегаздинамикк, Россия). Отбор проб производится согласно [4]. Данный пробоотборник представляет собой аппарат с камерами непроточного типа, датчиками давления и температуры и магнитным локатором муфт. Программный модуль позволяет осуществлять запись параметров и управление отбором. Технические характеристики пробоотборника: рабочее давление 40 МПа, температура 125 С, объем пробоотборной камеры 400 мл. После транспортировки отобранных проб в исследовательскую лабораторию камеры пробоотборников помещают в установки для подготовки проб SRA-2 и SBORT (SanchezTechnologies, Франция), где флюиды гомогенизируются в течение пяти суток. Установка SRA-2 предназначена для восстановления отобранных проб флюида до необходимых пластовых условий, перемешивания и нагрева пробы для гомогенизации флюида. Установка обеспечивает перемешивание проб качанием с регулируемой частотой в автоматическом режиме на регулируемый угол наклона. Система поддерживает температуру без контроля давления. В отличие от SRA-2, система SBORT обеспечивает перемешивание проб качанием в ручном режиме на регулируемый угол наклона с поддерживанием температуры и контролем давления в пробоотборнике. Контроль давления осуществляется с помощью масляного насоса высокого давления. Система может подключаться к пробоотборнику, установленному в SRA-2 для регулирования давления в пробоотборнике. PVT-анализ пластовых флюидов производится на установке PVT 3000 (Chandler Engineering, США). В комплектацию установки входит следующее оборудование: ячейка высокого давления; капиллярный вискозиметр; цифровой плотномер; ультразвуковая ячейка ARS; цифровая видеосистема; ПК с программным обеспечением. Рабочее давление системы: 103,4 МПа, рабочая температура: 204 С. 2

3 Термобарические исследования процессов осаждения асфальтенов и парафинов в пластовых флюидах осуществляются на лабораторной установке AWAI 1000 (SanchezTechnologies, Франция). Лабораторная установка AWAI 1000 представляет собой автоматизированный комплекс оборудования для создания термобарических условий, исследования осаждения твердых частиц в пробе флюида и инжекции химических реагентов в пробу. Рабочий диапазон температур: С, рабочее давление: 100 МПа. В процессе исследования осаждения твердых частиц в пробе флюида реализуется три метода: фотометрический, визуальный и фильтрационный. Фотометрический метод заключается в измерении мощности проходящего через пробу флюида инфракрасного излучения оптическим измерителем Newport 1918-R. Данный метод позволяет фиксировать моменты фазовых переходов в исследуемом флюиде. Визуальный метод заключается в анализе серии снимков пробы флюида с ячейки микроскопа высокого давления Navitar UMR-5 и предназначен для исследования динамики образования твердой фазы. Фильтрационный метод заключается в измерении перетока и разницы давлений в системе двух насосов, соединенных через фильтрующий элемент. Фильтрующая ячейка необходима также для очистки пробы флюида от механических примесей. Метод используется для регистрации фазовых переходов лишь тогда, когда интерпретация результатов других методов затруднена [5]. Результаты исследований 1. Термобарометрия по стволу скважины Исследуемая скважина эксплуатирует горизонт D3fm фонтанным способом. Глубина перфорации 3185 м. Отбор проб и замер температуры/давления по стволу скважины осуществлялся в статике с глубины 2895 м. Давление отбора: 28,87 МПа. Термобарометрия по стволу скважины представлена на рис. 1 в координатах глубина давление/температура. 3

4 Рис. 1. Термобарометрия по стволу скважины 2. Результаты PVT-анализа Основные результаты PVT-анализа пластовых флюидов представлены в табл. 1. Таблица 1 Свойства исследованной нефти Параметр Значение Давление насыщения, МПа 70,3 С 13,79 50 С 13,15 20 С 12,23 Газосодержание, м 3 /м 3 стандартная сепарация 84,30 Плотность пластовой нефти, кг/м 3 при пластовых условиях 777,6 при давлении насыщения 762,6 Плотность сепарированной нефти, кг/м 3 стандартная сепарация 864,9 Вязкость, мпа с при пластовом давлении 1,244 при давлении насыщения 1,052 сепарированной нефти при 20 С 13,92 4

5 Содержание, % вес. парафина смол асфальтенов воды механических примесей 6,050 15,65 2,480 следы 0, Результаты термобарических исследований фазового поведения парафинов Способность парафинов находиться в растворенном состоянии зависит от растворяющей способности нефти. При снижении температуры растворяющая способность нефти падает, и при температуре, равной температуре насыщения нефти парафином, начинается процесс выпадения твердой фазы. При дальнейшем охлаждении выделяется два температурных интервала кристаллизации парафинов: интервал наиболее интенсивного выпадения, в котором происходит интенсивный рост количества и размеров кристаллов парафинов; интервал полного выпадения, при котором количество частиц стабилизируется. Термобарические исследования фазового поведения парафинов осуществлялись в режиме изобарического снижения температуры при ступенчатом снижении давления. Температура снижалась от 70,3 до 30,0 С. Скорость снижения температуры 0,25 С/мин. Давление снижалось от 31,3 (пластовое давление) до 0,1 МПа с шагом снижения давления 5 МПа. При снижении давления ниже давления насыщения нефти газом разгазирование осуществлялось по ступеням дифференциального разгазирования согласно программе PVT-анализа. На рис. 2 представлены результаты фотометрического анализа при давлении 31,3 МПа в виде кривой зависимости мощности проходящего инфракрасного сигнала от температуры. Мощность сигнала зависит от двух основных параметров флюида: плотности и количества твердых частиц, плавающих в нем. При температуре, равной температуре насыщения нефти парафином, в пробе флюида начинают образовываться мелкие кристаллы парафина, которые частично поглощают, частично рассеивают проходящий свет, что выражается в резком падении мощности проходящего сигнала. 5

6 Рис. 2. Зависимость мощности проходящего инфракрасного сигнала от температуры при осаждении парафинов в нефти, находящейся при пластовом давлении Перелом зависимости мощности инфракрасного сигнала от температуры зафиксирован при температуре 43,8 С. Данная температура является температурой насыщения нефти парафином при пластовом давлении. По результатам визуального исследования глубинной пробы при давлении 31,3 МПа зафиксировано 82 снимка пробы нефти. Снимки фиксировались через каждые 0,5 С. Снимок 1 соответствует началу эксперимента, P = 31,3 МПа, T = 70,3 С, проба замешана до однородного состояния. Снимок 55 соответствует температуре насыщения нефти парафином, P =31,3 МПа, T = 43,8 С. На снимке видны единичные плавающие в нефти твердые частицы. Снимок 82 соответствует концу эксперимента, P = 31,3 МПа, T = 30,0 С. Вся область снимка запарафинена, видны крупные парафиновые агрегаты. Каждый снимок проанализирован с помощью программного обеспечения ELLIX, получена информация о количестве твердых частиц и их геометрических параметрах. На рис. 3 представлен результат анализа в виде графика зависимости общей площади твердых частиц от температуры, совмещенного с перечисленными выше снимками. Белыми стрелками на снимке 55 обозначены первые кристаллы парафина. 6

7 Рис. 3. Зависимость общей площади частиц от температуры при осаждении парафинов в нефти, находящейся при пластовом давлении На графике видны три температурных интервала: от пластовой температуры до температуры насыщения нефти парафином, интервал интенсивного роста площади частиц и интервал стабилизации роста площади частиц. Температура стабилизации роста кристаллов парафинов Тст = 36,3 С. Интервал температур 43,8 36,3 С является интервалом наибольшей агрегативной неустойчивости. При снижении температуры ниже 36,3 С агрегативная устойчивость повышается, количество твердой фазы в потоке максимально. Результаты исследований на каждой ступени давления представлены в табл. 2. 7

8 Фазовое поведение парафинов Таблица 2 Давление, МПа Температура насыщения нефти парафином, С Температура стабилизации роста кристаллов парафинов, С 31,3 43,8 36,3 25,0 42,8 35,3 20,0 41,8 34,0 15,0 40,5 32,7 8,5 39,2 31,7 5,5 38,9 31,5 2,5 39,2 31,7 1,0 39,3 32,0 0,1 39,7 32,4 4. Результаты термобарических исследований фазового поведения асфальтенов Растворяющая способность нефти по отношению к асфальтенам складывается из растворяющих способностей фракций нефти. Растворяющая способность фракции увеличивается при возрастании углеродного числа. Таким образом, наименьшей растворяющей способностью обладают алканы (метан, этан и т.д.), а наилучшей смолы. При снижении давления легкие фракции расширяются быстрее тяжелых, и при давлении насыщения нефти асфальтеном происходит нарушение равновесия фракций и фазовый переход асфальтенов в твердое или высоковязкое состояние [6]. При дальнейшем снижении давления начинается флокуляция асфальтенов, при которой их количество и размеры начинают резко расти, при этом кинетическая устойчивость нефти падает и начинается процесс активной седиментации. Термобарические исследования фазового поведения асфальтенов проводились в режиме изотермического снижения давления при ступенчатом снижении температуры. Давление снижалось от 28,87 (давление отбора) до 14,0 МПа. Скорость снижения давления: 2 атм/мин. Диапазон температур исследования: 70,3 50 С. Шаг снижения температуры: 10 С. 8

9 На рис. 4 приведены результаты фотометрического анализа при температуре 70,3 С в виде кривой зависимости мощности проходящего инфракрасного сигнала от давления. Рис. 4. Зависимость мощности инфракрасного сигнала от давления при исследовании осаждения асфальтенов в нефти, находящейся при пластовой температуре Перелом зависимости мощности инфракрасного сигнала от давления зафиксирован при давлении 22,1 МПа. Данное давление является давлением насыщения нефти асфальтеном при пластовой температуре. По результатам визуального исследования глубинной пробы при температуре 70,3 С зафиксировано 422 снимка пробы нефти. Снимки фиксировались и анализировались сериями через 0,1 МПа. Снимок 1 соответствует началу эксперимента, P = 31,3 МПа, T = 70,3 С, проба замешана до однородного состояния. Снимок 185 соответствует давлению насыщения нефти асфальтеном, P = 22,1 МПа, T = 70,3 С. На снимке видны единичные плавающие твердые частицы. Снимок 312 соответствует давлению флокуляции асфальтенов, количество твердой фазы на снимке резко возрастает. Снимок 327 соответствует максимуму твердой фазы, зафиксированной в потоке, P = 16,9 МПа, T = 70,3 С. Снимок 422 соответствует концу эксперимента, Р = 14,0 МПа, T = 70,3 С, количество твердой фазы на снимке уменьшается. Каждый снимок проанализирован с помощью программного обеспечения ELLIX, получена информация о количестве твердых частиц и их геометрических параметрах. На рис. 5 представлен результат анализа в виде графика зави- 9

10 симости общей площади твердых частиц от давления, совмещенного с перечисленными выше снимками. Рис. 5. Зависимость общей площади твердых частиц от давления при исследовании осаждения асфальтенов в нефти, находящейся при пластовой температуре На графике видны три интервала давления: от пластового до давления насыщения нефти асфальтеном, интервал плавного роста площади твердых частиц и интервал пикообразного поведения кривой. Пикообразное поведение кривой при снижении давления ниже давления флокуляции объясняется вертикальной конструкцией визуальной ячейки, в которой фиксация седиментирующих асфальтеновых агрегатов имеет случайный характер. Интервал давлений 22,1 17,5 МПа является интервалом наибольшей кинетической устойчивости образующихся частиц асфальтенов. При снижении давления ниже 17,5 МПа агрегативная и кинетическая устойчивости резко снижаются, количество твердой фазы в потоке максимально. 10

11 Результаты исследований на каждой ступени давления представлены в табл. 3. Таблица 3 Фазовое поведение асфальтенов Температура, С Давление насыщения нефти асфальтеном, МПа Давление флокуляции, МПа 70,3 22,1 17, ,8 17, ,8 18,3 Обобщенные результаты исследований Обобщенные результаты исследований представлены на рис. 6 в виде фазовой диаграммы пластового флюида. Рис. 6. Фазовая диаграмма пластового флюида: 1 начало осаждения асфальтенов (Н = 2200 м); 2 начало осаждения парафинов (Н = 2000 м); 3 максимум твердой фазы в потоке (Н = 1600 м); 4 начало разгазирования (Н = 700 м) 11

12 Линией «Flow» представлена термобарометрия по стволу скважины. Линией «Pb» представлена зависимость давления насыщения нефти газом от температуры. Кривая зависимости температуры насыщения нефти парафином от давления представлена линией «Тн», а температуры стабилизации роста площади твердых частиц парафинов от давления линией «Тст». Линия «Рonset» представляет зависимость давления насыщения нефти асфальтеном от температуры, линия «Рf» зависимость давления флокуляции асфальтенов от температуры. Выше линии «Pb» газ растворен во флюиде, ниже находится в свободном состоянии. Справа от линии «Тн» парафины находятся в жидком состоянии, слева от нее переходят в твердую фазу. Интервал от линии «Тн» до линии «Тст» является интервалом наибольшей агрегативной неустойчивости парафинов. Область левее линии «Тст» является областью агрегативной устойчивости выпавших парафинов. Выше линии «Ponset» асфальтены находятся в жидком состоянии, ниже переходят в твердую фазу. Интервал от линии «Ponset» до линии «Pf» является интервалом наибольшей кинетической устойчивости выпавших асфальтенов. Область ниже линии «Pf» является областью агрегативной и кинетической неустойчивости асфальтеновых агрегатов. На основе анализа фазовой диаграммы пластового флюида можно сделать следующие выводы: 1) образование твердых частиц асфальтенов в потоке начинается на глубине 2200 м; 2) кристаллизация парафина в потоке начинается на глубине 2000 м; 3) максимум количества твердой фазы в потоке наблюдается на глубине 1600 м; 4) разгазирование скважинной продукции начинается на глубине 700 м. Отложения асфальтенов в условиях скважины наблюдаются в интервале давления от давления насыщения нефти асфальтеном до давления насыщения нефти газом [7]; таким образом, интервал глубин м является интервалом высокого риска образования асфальтеновых отложений. Интервал от глубины 2000 м до устья скважины является интервалом высокой вероятности образования парафиновых отложений. 12

13 Предположительно, максимальная скорость образования отложений асфальтосмоло-парафиновых веществ будет наблюдаться на глубине 1600 м, на которой в потоке зафиксирован максимум количества твердой фазы. Не рекомендуется понижать пластовое давление ниже 22,1 МПа, так как это может привести к осаждению асфальтенов в пласте. Таким образом, по результатам исследований сформировался базовый комплекс информации о фазовом поведении парафинов и асфальтенов в пластовом флюиде. Рекомендованы дальнейшие исследования, направленные на определение влияния фазовых переходов тяжелых компонентов пластовых флюидов на фильтрационно-емкостные свойства породы-коллектора и разработку методов борьбы с данными процессами. Описание результатов исследований фильтрационно-емкостных свойств по рассматриваемой глубинной пробе представлено в [8]. На рис. 7 приведен пример результатов определения проницаемости по глубинной пробе нефти. Рис. 7. Зависимость проницаемости керновой модели по глубинной пробе нефти от давления Из графика на рис. 7 видно, что в интервале давлений от 17,0 до 18,0 МПа наблюдается снижение проницаемости керновой модели на 83% (с 25,1 до 4, мкм 2 ), что объясняется флокуляцией асфальтенов в поровом пространстве керна. 13

14 Выводы и обсуждение В настоящей статье освещена сложная природа фазовых переходов тяжелых компонентов пластовых флюидов и рассмотрены сопутствующие трудности при их исследовании. Результаты, приведенные в статье, убедительно показывают, что эти исследования обладают специфичными особенностями, во многом принципиально отличающими их от традиционных PVT-анализов. Несмотря на то, что исследования в этой области ведутся относительно давно, исследовательским центрам необходимо проделать огромную работу по сбору и систематизации результатов исследований для выработки единого регламентирующего документа на данные работы. Авторы вносят посильный вклад в решение этой задачи. Предложенному методу построения областей стабильности компонентов, являющемуся уточнением хорошо зарекомендовавших себя в инженерной практике фазовых диаграмм, предстоит пройти обсуждение научно-инженерного сообщества и дополнительные лабораторные и промысловые исследования. Интеграция фазовых диаграмм областей стабильности в промысловые инженерные анализы может сыграть положительную роль в деле оптимизации процесса добычи нефти, в частности в сокращении затрат на реализацию мер борьбы с асфальтосмоло-парафиновыми отложениями. ЛИТЕРАТУРА 1. Akbarzadeh K., Hammami A., Abdel Kharrat et al. Asphaltenes problematic but rich in potential // Oilfield Rev Summer. Vol. 19(2). P Режим доступа: 2. Crude oil emulsions composition stability and characterization / ed. by Manar El-Sayed Abdel-Raouf. InTech p. 3. ОСТ «Нефть. Исследование пластовых флюидов». 4. СТО РМНТК «Нефть. Отбор проб пластовых флюидов». 5. СТО РМНТК «Нефть. Методы исследования парафинистых нефтей». 14

источник

Читайте также:  Установка physx преждевременное завершение установки

Добавить комментарий

Adblock
detector