PL423443A1 - Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej - Google Patents

Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej

Info

Publication number
PL423443A1
PL423443A1 PL423443A PL42344317A PL423443A1 PL 423443 A1 PL423443 A1 PL 423443A1 PL 423443 A PL423443 A PL 423443A PL 42344317 A PL42344317 A PL 42344317A PL 423443 A1 PL423443 A1 PL 423443A1
Authority
PL
Poland
Prior art keywords
pressure
temperature
sample
gas
oil
Prior art date
Application number
PL423443A
Other languages
English (en)
Other versions
PL236098B1 (pl
Inventor
Sławomir Szuflita
Jerzy Kuśnierczyk
Stanisław Biały
Original Assignee
Inst Nafty I Gazu Panstwowy Inst Badawczy
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 Inst Nafty I Gazu Panstwowy Inst Badawczy filed Critical Inst Nafty I Gazu Panstwowy Inst Badawczy
Priority to PL423443A priority Critical patent/PL236098B1/pl
Publication of PL423443A1 publication Critical patent/PL423443A1/pl
Publication of PL236098B1 publication Critical patent/PL236098B1/pl

Links

Landscapes

  • Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej charakteryzuje się tym, że odpowietrzony ciśnieniowy układ (11) wraz z komorą (1), poprzez układ połączeń ciśnieniowych (11), napełniono z pojemnika ciśnieniowego (10a) separatorowym gazem a następnie przez układ połączeń ciśnieniowych (11) z pojemnika ciśnieniowego (10b) do komory (1) wtłoczono separatorową ropę i uruchomiono mieszanie próbki za pomocą magnetycznego mieszadła, a następnie w łaźni termostatycznej (8) włączono grzanie przygotowanego układu ropa-gaz do temperatury wyższej od depozycji stałej fazy parafinowej i podnoszono ciśnienie w komorze (1) do wartości ciśnienia panującego w warunkach rzeczywistych, jednocześnie monitorując utrzymywanie zadanego ciśnienia w układzie (1), a po uzyskaniu stabilizacji temperatury, w której próbkę nasyconą gazem utrzymywano w zadanych warunkach ciśnienia i temperatury przez okres 90 min, ciągle mieszając, aż do osiągnięcia stabilizacji fazowej, wyłączono mieszanie i wytłaczano do pojemnika tłokowego nadmiarowy" gaz, który w danych warunkach ciśnienia i temperatury nie zdołał rozpuścić się w próbce ropy, a następnie tak przygotowaną nasyconą gazem próbkę, przetłaczano przez kapilarę (3) zanurzoną w układzie kriostatycznym, rejestrując online opór przepływu w zadanej temperaturze przez czas 5 minut, jednocześnie utrzymując stałą temperaturę 50°C w obu komorach ciśnieniowych (1) i (2), a po wykonaniu pomiaru w nastawie kriostatu obniżano temperaturę o 1°C i stabilizowano przez 15 minut, po czym próbkę ponownie przetłaczano przez kapilarę (3) zanurzoną w układzie kriostatycznym, rejestrując opór przepływu w obniżonej temperaturze przez czas 5 minut, i czynność tę powtarzano, zmniejszając temperaturę o 1°C do chwili pojawienia się wzrostu oporów przepływu przez kapilarę (3), a po przyroście oporów dokonuję się trzech kolejnych pomiarów i na końcu, po wykonaniu serii pomiarowej w zadanym ciśnieniu, próbkę ponownie przetłaczano bajpasem (9) do komory tłoczącej z możliwością przygotowania próbki dla innej wartości ciśnienia nasycenia ropy i wykonania kolejnej serii pomiarowej."
PL423443A 2017-11-13 2017-11-13 Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej PL236098B1 (pl)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PL423443A PL236098B1 (pl) 2017-11-13 2017-11-13 Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PL423443A PL236098B1 (pl) 2017-11-13 2017-11-13 Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej

Publications (2)

Publication Number Publication Date
PL423443A1 true PL423443A1 (pl) 2019-05-20
PL236098B1 PL236098B1 (pl) 2020-11-30

Family

ID=66519022

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PL423443A PL236098B1 (pl) 2017-11-13 2017-11-13 Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej

Country Status (1)

Country Link
PL (1) PL236098B1 (pl)

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2011014202A1 (en) * 2009-07-30 2011-02-03 Sgs North America Inc. Pvt analysis of pressurized fluids
WO2015041672A1 (en) * 2013-09-20 2015-03-26 Schlumberger Canada Limited Microfluidic determination of wax appearance temperature

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2011014202A1 (en) * 2009-07-30 2011-02-03 Sgs North America Inc. Pvt analysis of pressurized fluids
WO2015041672A1 (en) * 2013-09-20 2015-03-26 Schlumberger Canada Limited Microfluidic determination of wax appearance temperature

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
LJEOMAH C. E., MEASUREMENT OF WAX APPEARANCE TEMPERATURE UNDER SIMULATED PIPELINE (DYNAMIC) CONDITIONS, 2008 *
SZUFLITA S. KUSNIERCZYK J., BADANIE WPŁYWU CIŚNIENIA I TEMPERATURY NA PROCES WYTRĄCANIA PARAFIN W ROPIE NAFTOWEJ, 4 June 2017 (2017-06-04) *

Also Published As

Publication number Publication date
PL236098B1 (pl) 2020-11-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10845322B2 (en) Method and apparatus for measuring capillary pressure and foam transport in porous media
US10168265B2 (en) Portable apparatus and methods for analyzing injection fluids
US10705068B2 (en) System and method for measuring a flow property of a fluid in a porous medium
Ghasemi et al. Determining diffusion coefficients for carbon dioxide injection in oil-saturated chalk by use of a constant-volume-diffusion method
Abusahmin et al. Influence of fluid and operating parameters on the recovery factors and gas oil ratio in high viscous reservoirs under foamy solution gas drive
CN103940715B (zh) 岩石天然渗流能力模拟实验方法
RU2680843C1 (ru) Способ определения коэффициента проницаемости при изменении термобарических условий на образцах керна
Mosavat et al. Developing new Corey-based water/oil relative permeability correlations for heavy oil systems
CN114412429A (zh) 一种测试巴西劈裂法裂缝尺寸与核磁t2关系的方法
Junyi et al. Review of the Factors that Influence the Condition of Wax Deposition in Subsea Pipelines
PL423443A1 (pl) Sposób wyznaczania temperatury depozycji stałej fazy parafinowej w ropie naftowej
Khosravi et al. Marangoni flow: An unknown mechanism for oil recovery during near-miscible CO2 injection
Bolouri et al. An experimental and modeling study of asphaltene deposition due to CO2 miscible injection
Zou et al. Experimental study on the feasibility of nitrogen huff-n-puff in a heavy oil reservoir
CN111720101B (zh) 页岩气井压裂返排的模拟***以及模拟方法
CN109387467B (zh) 油水综合启动压力梯度的快速测试方法
Alshmakhy et al. Viscosity of foamy oil
US11084975B1 (en) Process for using subterranean produced fluids for hydraulic fracturing with cross-linked gels while providing elimination or reduction of formation clay stabilizer chemicals
RU155978U1 (ru) Устройство для определения фазовых проницаемостей
Modaresghazani Experimental and Simulation Study of Relative Permeabilities in Heavy Oil/Water/Gas Systems
CN110886596B (zh) 一种模拟二氧化碳改善稠油流动能力的实验装置及方法
RU2496818C2 (ru) Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ
CN108717036A (zh) 一种油藏注水过程中动态相渗曲线的实验评价方法
RU2629030C1 (ru) Устройство для определения фазовых проницаемостей
RU2725519C1 (ru) Способ определения минимального давления смесимости тяжелой нефти и газа при помощи Huff-n-Puff теста