Методы и средства экспресс-контроля характеристик скважинной жидкости и нефти на базе протонной магнитной резонансной релаксометрии тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, доктор наук Козелков Олег Владимирович

• Козелков Олег Владимирович
• доктор наук
• 2022

Оглавление диссертации доктор наук Козелков Олег Владимирович

Введение

1. Обзор методического и приборно-программного обеспечения нефтегазового месторождения и новых методов контроля и управления на базе протонной магнитной релаксометрии

1.1. Недостатки систем контроля физико-химических параметров скважинной жидкости и нефти на цифровом нефтяном месторождении

1.2. Представительность пробоотбора из многофазных потоков скважинной жидкости

1.3. Аппараты и промышленные системы автоматического контроля количества и качества нефти на нефтяных месторождениях

1.3.1. Анализ существующих методов и средств контроля расхода отечественными и зарубежными расходомерами

1.3.2. Анализ существующих методов и средств контроля концентрации воды в скважинной жидкости и в водо-нефтяной эмульсии

1.3.3. Анализ существующих методов и средств контроля газосодержания в скважинной жидкости

1.3.4. Анализ существующих методов и средств контроля плотности нефти

1.3.5. Анализ существующих методов и приборов контроля асфальтено-смолистых веществ в нефти

1.3.6. Анализ существующих методов и приборов контроля вязкости нефти

1.4. Многофазные расходомеры и анализаторы (МФА)

1.5. Добыча нефти установками электроцентробежных насосов (УЭЦН)

1.5.1. Состав и технические характеристики УЭЦН

1.5.2. Автоматический контроль параметров УЭЦН

1.6. Достоверность и точность контроля параметров приборно-програмных измерительных комплексов

1.7. Обоснование возможности и целесообразности контроля параметров скважинной жидкости и нефти разработкой методик и использованием приборно-

программного комплекса на базе проточного ПМР

1.8. Технические требования нефтедобывающей промышленности к ПМР-анализаторам скважинной жидкости и нефти

1.9. Приборное оснащение метода ПМР-релаксометрии

1.10. Метрологическое обеспечение метода ПМР-релаксометрии

1.11. Проточные анализаторы на базе ПМР-релаксометрии

1.12. Промышленные системы пробоотбора

1.12.1. Влияние структуры потоков на представительность пробоотбора

1.12.2. Актуальность разработки пробоотбора через байпас для бригадного учета нефти с помощью приборно-программного комплекса

1.13. Зависимость расхода СКЖ от газа, воды и плотности нефти

1.14. Анализаторы расхода, основанные на методе ПМР

1.15. Анализаторы пластовых и сточных вод

Выводы по главе

2. Научно-теоретическое обоснование необходимости новых и усовершенствованных методик неразрушающего проточного экспресс-контроля нефти методом ПМР-

релаксометрии

2.1. Теоретические основы метода протонной магнитной резонансой релаксометрии для проточного экспресс-контроля характеристик жидкости

2.1.1. Методы измерения ПМР-параметров протонной магнитной релаксации

2.1.2. Метрологическое обеспечение достоверности измерений

2.2. Теоретическое обоснование необходимости разработок проточных методик многопараметрического экспресс-контроля характеристик жидкости и нефти по

параметрам ПМР-релаксации

Выводы по главе

3. Экспериментальное подтверждение методологии проточного многопараметрического экспресс-контроля многофазной скважинной жидкости, нефти и водо-нефтяных (битумных) эмульсий

3.1. Разработанные и апробированные на реальных образцах нефтей методики экспресс-контроля характеристик нефти

3.1.1. Методика измерения скорости потока водо-нефтяных эмульсий

3.1.2. Методика измерения концентрации воды в скважинной жидкости по временам ПМР-релаксации, населенностям протонов и отношениям амплитуд спин-эхо

3.1.3. Методика определения газонасыщенности УоЯМР

3.1.4. Методика экспресс-контроля плотности нефти по временам спин-решеточной и спин-спиновой релаксации

3.1.5. Методика экспресс-контроля концентрации асфальтено-смол по временам спин-решеточной и спин-спиновой релаксации

3.1.6. Методика определения молекулярной массы нефти по скорости (Т2В)-1 и временам релаксации

3.1.7. Методика определения температур застывания нефти и дизельного топлива по временам спин-спиновой релаксации

3.1.8. Методика измерения вязкости нефти по временам Т2А, скорости релаксации (Т1А)-1, населенностям протонов РА и «вязкостному фактору»

ЦТ2А

3.1.9. Методики определения концентрации солей и нефти в сточных водах

3.2. Апробация методик измерений нефти методом ПМР-релаксометрии на образцах «Транснефть-Прикамье» и «РН-Краснодарнефтегаз»

3.3. Сравнительная таблица характеристик и параметров измерения приборно-программного комплекса с его аналогами

3.4. Интерфейс программы в Labview реализации методик измерения характеристик скважинной жидкости, эмульсий и нефти

3.5. Применение разработанных методик измерения и блоков приборно-программного комплекса для исследования температурных зависимостей

высоковязких, парафинистых нефтей

Выводы по главе

4. Разработка блоков автоматизированного приборно-программного

комплекса, имеющих лучшие характеристики по сравнению с

аналогами

4.1. Разработка конструкции универсального приборно-программного комплекса - анализатора интеллектуального цифрового месторождения

4.2. Отработка системы представительного пробоотбора и анализа

жидкости

4.3. Моделирование устройства перемещения патрубка в среде MatLab

4.4. Программа управления системой пробоотбора от Atmega8515

4.5. Разработка электронных блоков усовершенствованного релаксометра ПМР-

КР2п в составе ПМР-анализатора

4.5.1. Настройка электронных блоков релаксометра ПМР-№Р2п

4.6. Сравнительные таблицы портативного релаксометра и приборно-

программного комплекса с аналогами и прототипами

Выводы по главе

5. Разработка методического, технического и информационного обеспечения с применением приборно-программного комплекса: снижения вязкости нефти воздействием СВЧ- полей в многофункциональной автоматической цифровой скважине; удаления воды и солей из нефти в установке с вращающимися магнитными и электрическими полями; автоматического контроля загрязнений пластовых и сточных вод

5.1. Разработка методик снижения вязкости нефтей воздействием различных физических полей

5.2. Экспериментальная альтернативная верификация снижения вязкости нефти СВЧ-воздействием

5.3 Управление приборно-программным комплексом многофункциональной автоматической цифровой интеллектуальной скважиной со снижением в ней вязкости нефти

5.4. Разработка методов управления интеллектуальной скважиной МАЦИС с компенсацией момента сопротивления высокообводненной, вязкой нефти по ПМР-параметрам от приборно-програмного комплекса

5.5. Установка для удаления воды и солей из водонефтяных эмульсий и сырой

нефти, управляемая от приборно-программного комплекса

5.5.1.Установка для удаления воды из водо-нефтяных эмульсий действием

вращающихся магнитного и неоднородного электрического поля

5.5.2 Очистка в установке нефти от солей в пластовой воде

5.6. Применение приборно-програмного комплекса для формирования водо-мазутных эмульсий как топливо для котельной

5.7. Автоматическая установка и система контроля с помощью приборно-программного комплекса загрязненности вод нефтями и

солями

5.7.1. Установка проточного контроля воды на примеси с управлением от микроконтроллера ATMEGA8515L и контролем от приборно-программного комплекса

5.7.2. Алгоритм и программы работы автоматической установки контроля концентрации нефти и солей в воде под управлением приборно-программного комплекса

5.7.3. Структурная электрическая схема установки контроля концентрации нефти в воде

5.7.4. Алгоритм и программа работы микроконтроллера Atrega8515L при управлении установкой экологичесого мониторинга

5.7.5. Управление работой установки через интерфейс на

компьютере

5.8. Контроль расхода электроэнергии на трубопроводном транспорте использованием данных о вязкости и плотности, получаемых от приборно-

программного комплекса

Выводы по главе

Заключение и выводы диссертации

Рекомендации и перспективы дальнейшей разработки темы

Список сокращений и условных обозначений

Список литературы

Приложения

Введение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы и средства экспресс-контроля характеристик скважинной жидкости и нефти на базе протонной магнитной резонансной релаксометрии»

Актуальность темы и степень её разработанности

В настоящее время российская экономика переходит на инновационный, цифровой путь развития. Распоряжение Правительства Российской Федерации №1632 «О создании экосистемы цифровой экономики на базовых направлениях: новые производственные технологии и компоненты робототехники», делает актуальным создание цифрового умного месторождения (ЦМ- smart field), которое подразумевает цифровой многоуровневый контроль и удаленное управление объектов нефтедобычи и персонала (в том числе с использование искусственного интеллекта и нейронных сетей), подготовки сырья с экологическим мониторингом среды автоматизированными роботизированными (мехатронными) комплексами. Базовой основой структуры ЦМ являются сбор данных с последующим их анализом и управлением событиями. Поэтому очень важно обеспечить всеобъемлющий и многопараметрический контроль физико-химических свойств (ФХС) нефти и скважинной жидкости (СКЖ), затрудненный многообразием входящих в нефть компонентов и их меняющихся свойств, агрессивностью и взрывоопасностью среды. Цифровые месторождения за рубежом дают прирост добычи нефти до 10-25%, снижают энергетические потери на величину до 8% [2, 3]. В Российской Федерации также развивается проект «Интеллектуальное месторождение ЛУКОЙЛ», а также совместным предприятием компании Shell с «Газпромнефть».

Разновидностью цифровых технологий являются «умные скважины» -smart wells. В России они были применены компанией «Салым Петролеум». Технология smart wells сокращает количество кустов скважин и объемы внутрипромысловой инфраструктуры, снижая капитальные затраты и уменьшая воздействие на окружающую среду. Применение искусственного интеллекта охватила и такие направления нефтедобычи, как оптимизация конструкции скважин, цифровизация оборудования для контроля характеристик сырья для повышения нефтеотдачи и снижения рисков.

Цифровая автоматизация нефтепромыслов позволяет перейти к новой стадии эксплуатации старых месторождений [3], что особенно актуально, поскольку в последние десятилетия наблюдается увеличение добычи тяжелой, вязкой нефти с концентрацией воды >95%, относимой к трудноизвлекаемым запасам (66 % в России). В то же время вязкие нефти являются потенциалом нефтедобычи, и Энергетической стратегией России до 2035 г. предусмотрено «создание инновационной системы энергетики с отечественными технологиями для энергетической безопасности страны, добычи тяжелой и высокообводненной нефти без иностранных технологий».

Но, по методическому обеспечению и приборно-программному оснащению, отечественные месторождения еще отстают от требований, предъявляемым к «умным цифровым месторождениям». В этой связи возникла необходимость в целостном подходе к разработке новых методов и средств контроля с улучшенными метрологическими характеристиками и усовершенствованными техническими решениями для автоматизации, приборного оснащения проточного экспресс-контроля физико-химических характеристик скважинной жидкости и нефти, охраны окружающей среды и синтезу систем автоматизации технологий на цифровом нефтепромысле. Необходимо снизить погрешности анализа, которые достигают 15% при измерениях характеристик нефти и 30% при пробоотборе [77], расширить диапазон измерений углеводородов из трудноизвлекаемых запасов с повышенными вязкостями и концентрациями воды и асфальтено-смол.

Задачу реализации цифрового месторождения можно решить разработкой методик экспресс-контроля всей номенклатуры характеристик: дебита скважин, концентрации воды и газонасыщенности скважинной жидкости по ГОСТ Р 8.6152005 ГСИ, плотности, вязкости, молекулярной массы, температуры застывания нефти и нефтепродуктов, концентраций асфальтено-смол в нефти и загрязнений вод солями и нефтью; разработкой автоматизированного приборно-программного комплекса (ППК) для автоматизации экспресс-контроля характеристик сырья в процессах добычи, подготовки и транспортировки нефти.

Экспресс-контроль сырья необходим для непрерывного накопления данных с целью оптимизации технологических процессов и принятия оперативных мер по предотвращению аварийных ситуаций и контроля состояния окружающей среды.

Кроме того, нефти, рассматриваемые в первой классификации Абрагама, как различающиеся только химическим составом, с современных позиций коллоидно-химического подхода, развитого научной школой З.И. Сюняева и его учениками в высокоцитируемых (более 300 цитирований) работах, в зависимости от внешних условий, представляют собой коллоидные нефтяные дисперсные системы (НДС) разного типа [184] и при разработке методик требуют досконального анализа.

Большие возможности для проточного экспресс-контроля, анализа и управления технологическими процессами предоставляет неконтактный, неразрушающий метод ядерного (протонного) магнитного резонанса (ПМР), позволяющий в одном анализаторе осуществлять мониторинг характеристик скважинной жидкости и нефти по ряду ПМР-параметров - временам и скоростям спиновой релаксации, амплитудам сигналов и населенностям протонов. Возможности ПМР связаны с квантово-магнитными свойствами ядер, коррелирующими с характеристиками нефти и её компонентов. ПМР может быть использован: при контроле и анализе качества нефти, структуры и динамики молекул, измерении скоростей потоков и их распределения; для получения данных о процессах упорядочения в нефти. В методе ПМР-релаксометрии пробоподготовка практически отсутствует, методические ошибки минимизируются многократными усреднениями при накоплении сигнала, при градуировках по стандартным и охарактеризованным в лабораториях образцам, при обработке данных с апроксимацией кривых с высокими коэффициентами корреляций и минимальными среднеквадратическими ошибками.

Большой вклад в развитие ядерного магнитного резонанса внесли отечественные ученые: Чижик В.И., Волков В.Я., Вашман А.А., Пронин И.С., Калабин Г.А., Тагиров М.С., Скирда В.Д. и другие, разработавшие теорию ЯМР и ряд уникальных приборов на его основе. Но, из-за отсутствия серийного выпуска

отечественных ЯМР-анализаторов, основными их поставщиками являются зарубежные фирмы, имеющие к ним дистанционный доступ (были случаи отключения оборудования по сигналам со спутников), программное обеспечение которых, часто недоступно модернизации, что сдерживает оснащение цифровых месторождений отечественными автоматизированными приборно-программными комплексами и ведет к потере приоритета на международном рынке.

Диссертация посвящена разработке новых научно обоснованных методик, технических (автоматизированный комплекс), технологических (автоматические установки добычи, подготовки нефти и экологического контроля) решений, внедрение которых вносит значительный вклад в развитие нефтяной отрасли, петроинформатики и цифровизацию нефтяных месторождений.

Целью диссертационной работы является разработка нового, научно обоснованного цифрового метода проточного экспресс-контроля характеристик скважинной жидкости и нефти по параметрам протонной магнитной релаксации и приборно-программного комплекса на базе протонной магнитной резонансной релаксометрии для автоматизации технологических процессов, методологического и приборного оснащения цифровых нефтяных месторождений, внедрения инновационных цифровых технологий добычи, подготовки нефти и охраны окружающей среды.

Для этого надо решить следующие задачи:

1. Проанализировать существующие методы контроля нефти на нефтегазовых месторождениях и исследовать возможности применения метода протонной магнитной релаксометрии для автоматического неразрушающего экспресс-контроля скважинной жидкости и нефти при её добыче и подготовке.

2. Разработать научные основы метода многопараметрического проточного экспресс-контроля характеристик скважинной жидкости и нефти - общей скорости потока жидкости и скоростей компонентов потока, концентрации воды и газонасыщенности в скважинной жидкости по ГОСТ 8.615-2005, плотности, вязкости, молекулярной массы, температур застывания нефти и нефтепродуктов, концентраций асфальтено-смол в нефти и солей и нефти в воде по ряду

релаксационных ПМР-параметров: временам спин-решеточной и спин-спиновой релаксации, амплитудам спин-эхо, населенностям протонных фаз.

3. Разработать автоматизированный приборно-программный комплекс, включающий релаксометр ПМР с адаптивными алгоритмами и программами обработки результатов измерений; интегрировать в комплекс роботизированный модуль пробоотбора через байпас, программу его управления и точного позиционирования пробоотборного патрубка от микропроцессора и релаксометра;

4. Апробировать разработанные методы цифрового моделирования и средства контроля характеристик скважинной жидкости и нефти блоками приборно-программного комплекса по измерениям параметров ПМР-релаксации на нефтях разных месторождений и в установках добычи, подготовки и транспортировки нефти.

5. Разработать, с применением приборно-программного комплекса, экспресс-способы подготовки и улучшения качества нефти (снижения влагосодержания, солей, вязкости) воздействием электромагнитных полей.

6. Разработать систему автоматического управления скважиной для добычи нефти установкой центробежного насоса по характеристикам скважинной жидкости, определяемым из параметров ПМР-релаксации.

7. Разработать, с применением приборно-программного комплекса, автоматизированные установки для контроля загрязнений нефтью, солями пластовых вод и экологического мониторинга сточных вод.

Объектом исследования является процесс автоматического многопараметрического контроля и управления добычей и подготовкой нефти на месторождениях нефти.

Предметом исследования являются методическое обеспечение и приборное оснащение контроля свойств скважинной жидкости и нефти в производственных технологиях нефтегазового цифрового месторождения.

Направление исследований заключается в поиске и разработке новых технических решений для контроля характеристик жидкости при решении задач

методического и приборного обеспечения цифрового месторождения, а также расширения круга объектов контроля и управления на месторождении,

Методы исследования

Экспериментальные результаты работы получены с применением метода протонной магнитной резонансной релаксометрии. Экспресс-методики контроля разрабатывались с использованием программы LabView. Теоретическо-экспериментальные результаты по методикам измерений основываются на методах математической статистики и обработки информации в программе Advanced Grafer. Моделирование работы устройства представительного пробоотбора и установок нефтедобычи выполнено в MatLab Simulink.

Научная новизна работы

1. Разработана теоретическая основа для нового метода многопараметрического проточного экспресс-контроля характеристик скважинной жидкости и нефти на базе протонной магнитно-резонансной релаксометрии, что обеспечивает автоматический контроль по ряду ПМР-параметров и позволяет подтверждать и альтернативно верифицировать полученные данные.

2. Научно-теоретически обоснованы и экспериментально подтверждены методики проточного экспресс-контроля: общей скорости потока скважинной жидкости и скоростей её компонентов, концентрации воды и газонасыщенности в скважинной жидкости по ГОСТ 8.615-2005, плотности, вязкости, молекулярной массы, температур застывания нефти и нефтепродуктов, концентраций асфальтено-смол в нефти и солей и нефти в сточных водах.

3. Разработан проточный приборно-программный комплекс для обеспечения метода экспресс-контроля характеристик скважинной жидкости и нефти на цифровом месторождении с интегрированным в комплекс роботизированным модулем пробоотбора через байпас по требованиям ГОСТ Р 8.886-2015, программой его управления и позиционирования пробоотборного

патрубка. Осуществлено его математическое моделирование в программе Matlab Simulink.

4. Разработано алгоритмическое и программно-техническое обеспечение автоматического управления блоками приборно-программного комплекса с расчетом характеристик жидкости и нефти в программе LabView по параметрам протонной магнитной релаксации;

5. В программе MatLab Simulink разработана математическая модель управления добычей нефти установкой центробежного насоса с компенсацией момента сопротивления на валу погружного электродвигателя по ПМР-параметрам скважинной жидкости и нефти;

6. Исследованы способы повышения качества нефти воздействием электромагнитных полей, и разработан метод снижения вязкости нефти воздействием сверхвысокочастотного облучения непосредственно в многофункциональных автоматических цифровых интеллектуальных скважинах по характеристикам жидкости, получаемым из ПМР-параметров.

7. Разработаны метод и установка для удаления воды и солей из водо-нефтяных эмульсий воздействием вращающихся магнитного и неоднородных электрических полей, а также массомер фаз эмульсий на основе установки.

8. Разработана автоматическая система контроля загрязнений пластовых вод солями и нефтью, а также экологического мониторинга сточных вод с использованием приборно-программного комплекса по данным ПМР-релаксации.

Теоретическая значимость результатов работы заключается в создании научных теоретических основ методов экспресс-контроля характеристик скважинной жидкости и нефти по параметрам ПМР-релаксации, что позволяет разрабатывать средства контроля нового класса, обладающие улучшенными метрологическими и эксплуатационными характеристиками, и расширяет круг решаемых задач контроля промышленных технологий и объектов нефтедобычи. Обнаружены и изучены эффекты: снижения вязкости в высоковязких парафинистых нефтях при воздействии сверхвысокочастотных полей; влияния упорядочения коллоидных структурных единиц нефти на повышение вязкости;

изменений дисперсного распределения капель воды в эмульсиях под действием вращающегося магнитного и неоднородных электрических полей. Эти эффекты могут быть применены при разработке и внедрении новых методов и оборудования на цифровом нефтегазовом месторождении. Научно обоснована целесообразность применения автоматизированного экспресс-контроля добычи и подготовки нефти на цифровом месторождении приборно-программным комплексом по данным протонной магнитно-резонансной релаксометрии. Получены уравнения, связывающие момент сопротивления МС вала электродвигателя электроцентробежного насоса добычи нефти со свойствами скважинной жидкости, определяемыми приборно-программным комплексом по параметрам ПМР-релаксации.

Практическая значимость работы определяется возможностью использования полученных результатов и предложенных методов в производственной, научно-исследовательской и образовательной деятельности и развития уже существующих приборных средств и комплексов до уровня многопараметрического экспресс-контроля характеристик скважинной жидкости и нефти по измерениям параметров ПМР-релаксации, что обеспечивает новый цифровой уровень методического и приборного оснащения добычи нефти. Результаты работы внедрены в АО «Меллянефть», Казанском авиационном заводе им. С.П.Горбунова, филиале ПАО «Туполев», на кафедре приборостроения и мехатроники ФГБОУ ВО «КГЭУ» и используются в учебном процессе. Апробация прибора производилась на образцах нефтей в АО «Транснефть-Прикамье» и ООО «Роснефть-Краснодарнефтегаз», прибор и методики внедрены на кафедре Получены: патент РФ №2681738 «Система оптимизации работы группы нефтегазовых скважин»; патент №2019137175 «Устройство для обезвоживания водонефтяных эмульсий»; патент РФ №2689103 «Многофункциональная автоматическая цифровая интеллектуальная скважина (МАЦИС)», который вошел в число лучших 100 патентов РФ за 2019-2020 гг.

Достоверность полученных результатов диссертации обеспечивается корректной постановкой задач, применением современного метода протонной

магнитной резонансной релаксометрии, использованием в схемотехнике блоков приборно-программного комплекса современной интегральной элементной базы, согласованностью экспериментальных данных с теоретическими расчетами и непротиворечивостью фундаментальным основам и результатам других авторов, использованием новых принципов контроля физико-химических характеристик жидкостей, сопоставлением полученных результатов со стандартными образцами ВНИИМ им. Д.И.Менделеева и образцами, охарактеризованными в лабораториях нефтегазодобывающих управлений ОАО «Татнефть», сравнением математических моделей с экспериментальными данными.

На защиту выносятся

1. Научно-теоретическое обоснование новых и усовершенствованных методов многопараметрического неразрушающего экспресс-контроля скважинной жидкости и нефти по параметрам протонной магнитной резонансной релаксометрии: временам и скоростям ПМР-релаксации протонных фаз, населенностям протонов и отношениям амплитуд спин-эхо к амплитудам сигналов стандартных образцов.

2. Теоретическое обоснование и экспериментальное подтверждение разработанных методик проточного многопараметрического экспресс-контроля многофазной скважинной жидкости, нефти и водо-нефтяных эмульсий: скоростей потоков жидкости, концентрации воды и газа в скважинной жидкости по ГОСТ 8.615-2005, плотности, вязкости, молекулярной массы, температур застывания нефти и дизельного топлива, концентраций асфальтено-смол в нефти, солей и нефти в пластовой и сточной воде.

3. Разработка блоков автоматизированного приборно-программного комплекса, имеющих лучшие характеристики по сравнению с аналогами: релаксометра ПМР для сбора и обработки данных, экспресс-контроля на основе ПМР-релаксометрии и управления блоками комплекса, а также установками добычи и подготовки нефти; взрывозащищенной и малогабаритной магнитных систем, устройства представительного пробоотбора через байпас по ГОСТ 8.886-

2015, алгоритмического и программно-технического обеспечение управления и обработки информационных сигналов.

4. Разработка методического, технического и информационного обеспечения с применением приборно-программного комплекса технологий: снижения вязкости нефти воздействием СВЧ- полей, в том числе в многофункциональной автоматической цифровой скважине и модели и системы управления установками нефтедобычи центробежными насосами с компенсацией моменту сопротивления на валу погружного электродвигателя по данным ПМР-параметров;

5. Методическое, техническое и информационное обеспечение приборно-программного комплекса локальных систем: удаления воды и солей из нефти в установке с вращающимися магнитными и электрическими полями; формирования водо-мазутных эмульсий в качестве топлива для котельных; автоматического экологического мониторинга загрязнений сточных вод нефтью и солями по параметрам ПМР-релаксации.

Соответствие паспорту специальности

Диссертация соответствует научной специальности 2.2.8 «Методы и приборы контроля и диагностики материалов, изделий, веществ и природной среды» (прежнее название 05.11.13 - «Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий») и отвечает пунктам паспорта специальности:

1. Пункты 1 и 2 научной новизны и пункты 1- 3 основных результатов и выводов диссертации соответствуют пункту 1 паспорта специальности «Научное обоснование новых и усовершенствование существующих методов аналитического и неразрушающего контроля природной среды, веществ, материалов и изделий».

2. Пункты 3 и 4 научной новизны и пункты 4- основных результатов и выводов диссертации соответствуют пункту 2 паспорта специальности «Разработка и оптимизация методов расчета и проектирования приборов и систем

аналитического и неразрушающего контроля с учетом особенностей объектов контроля».

3. Пункт 7 научной новизны и пункты 7 результатов и выводов соответствуют пункту 3 паспорта «Разработка, внедрение и испытания приборов, средств и систем контроля природной среды, веществ, материалов и изделий, имеющих лучшие характеристики по сравнению с прототипами».

4. Пункты 6, 7 и 8 научной новизны и пункты 8- основных результатов и выводов диссертации соответствуют пункту 4 паспорта специальности «Разработка методического, технического, приборного и информационного обеспечения для локальных, региональных и глобальных систем экологического мониторинга природных и техногенных объектов».

5. Пункт 5 научной новизны и пункт основных результатов и выводов диссертации соответствуют пункту 6 паспорта специальности «Разработка алгоритмического и программно-технического обеспечения процессов обработки информативных сигналов и представление результатов в приборах и средствах контроля, автоматизация приборов контроля».

Публикации результатов исследования.

Основное содержание диссертации изложено в 58 печатных работах в 14 журналах (4 Международных), включая 8 статей в рецензируемых научных изданиях, индексируемых в международных базах данных SCOP US/WoS (и входящих в перечень ВАК), 8 статей в рецензируемых научных изданиях, входящих в перечень ВАК по специальности диссертации, 4 статьи в рецензируемых научных изданиях, входящих в перечень ВАК по смежным научным специальностям, 4 патента РФ, 2 монографии и 1 глава в зарубежной монографии, 29 в сборниках международных и всероссийских конференций, 2 статьи в прочих рецензируемых научных изданиях.

Работа докладывалась на следующих основных Международных и Всероссийских конференциях: 21-й Международной н/пр.конф. Москва, 2014; 3-й Международной н/пр.конф. «Фундаментальная наука и технологии, перспективные разработки» США, Норт Чарльстон, 2014; 8-й Международной

н/пр. конф. АЭП-2014; Международной Конф. «IX Семинар ВУЗов по теплофизике и энергетике» 21-24 окт. 2015, КГЭУ, Казань; 16-м Международном Симпозиуме «Энерго-ресурсоэффективность и энергосбережение»: Казань, 2016; XIV-й Международной н/т.конф. «Актуальные проблемы электронного приборостроения АПЭП-2018». Новосибирск; International Scientific and Practical Conference: Water Power Energy Forum КГЭУ, 2018. IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science 288 (2019) 012035 IOP Publishing; 3-rd International Conference and Expo «Petrochemistry & Natural Resources-2018», Prague, Czech Republic, 22-23.10.2018; V Международной юбилейной науч. конф. Fundamental and applied research in nanotechnology. Munich, Germany, 31.10.-5.11. 2018; 25-й Международной выставке и конференции «Нефть-Газ-2018». Казань. 4-6 сент. 2018; Всероссийской н/т. конф. Научно-технические проблемы приборостроения и машиностроения. Томск, 2004; 16-17 Всероссийской межвузовской н/т конф. Казань: КазВАКУ, 2005; II Всероссийской н/пр. конф. «Научное приборостроение - современное состояние иперспективы», Казань, 2018; I-VI-x Национальных конференциях «Приборостроение и автоматизированный электропривод в топливно-энергетическом комплексе», Казань, КГЭУ, декабрь 2015-2021гг; I-й Международной конференции «Актуальные вопросы инновационных решений в нефтегазовой отрасли», Самара, 2021 г.; Международном Тюменском нефтегазовом форуме, г.Тюмень, 15.09.21; 4-th CAIG conference. Petroleum and Energy Engineering. 25-28 ноября, Стамбул, 2021 г. То есть доклад на 23-х конференциях, из них 12 Международных, 12 по нефтяной тематике (52% включая 6 конференций ПАЭТЭК), 11 - по приборостроению (48%).

Личный вклад автора состоит в постановке задач исследования, разработке концепции автоматизированного мехатронного приборно-программного комплекса, создании алгоритмов и программ измерения ПМР-параметров и расчетов свойств скважинной жидкости и нефти в программе LabView. Научная теоретическая база для разработки приборно-программного комплекса создана автором в 2004-2017 годах и является самостоятельным

научным исследованием. Установка по обезвоживанию нефти во вращающихся магнитном и неоднородном электрических полях была разработана при участии автора, результаты работы были опубликованы в 2016 году Структура, конструкция и принцип работы комплекса для проточного экспресс-контроля разработаны непосредственно автором и опубликованы в 2017 году. Им разработаны теоретическо-экспериментальные основы для вывода формул методик измерения: скоростей отдельных фаз многофазных потоков скважинной жидкости; способа снижения вязкости нефти под действием сверхвысокочастотных полей. В работах по разработке схемотехники, выполненных в 2018-2020 гг. совместно с аспирантами Нгуен Т.К. и Чан В.Т., личный вклад автора заключается в постановке целей и задач, научном консультировании и контроле исполнения. Тестовые методики проточного экспресс-контроля были разработаны с участием автора и проверены на образцах АО «Транснефть-Прикамье» и «Роснефть-Краснодарнефтегаз». Автором лично осуществлено моделирование в MatLabSimulink кинематики пробоотбора и автоматического управления скважиной добычи нефти. В работах, опубликованных в соавторстве с доцентом Малёвым Н.А. и аспирантом Сафиуллиным Б.Р., автором получены уравнения зависимости момента сопротивления на валу погружного электродвигателя установки электроцентробежного насоса от параметров ПМР-релаксации. Разработки методик и блоков приборно-программного комплекса являются развитием совместных с аспирантами работ путем введения многопараметрического контроля, приведшего к улучшению метрологических характеристик комплекса.

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Козелков Олег Владимирович, 2022 год

В, С.

Запуск каждой последовательности 90°-/-180° выполняется через интервал Т0 > 5Ть чтобы перед каждым измерением спин- система могла вернуться в состояние термодинамического равновесия.

Метод спин-эхо измерения Т2 позволяет определить истинное значение Т2 только в том случае, когда за время 2t молекулы жидкости не перемещаются в область с неоднородностью поля В0, отличающуюся от той, в которой эти молекулы находились в момент включения зондирующего 1800-го импульса. Иначе, произойдет необратимая потеря фазовой памяти спиновых изохромат и огибающая сигналов СЭ спадет до нуля быстрее по сравнению со спадом под влиянием только спин-спиновой релаксации.

Условие, при котором самодиффузия молекул не влияет на измеряемую величину Т2, для жидкости описывается выражением:

12/Т >> у101 Б (2.24)

где О - градиент магнитного поля, Б - коэффициент самодиффузии.

Влияние диффузии можно предотвратить путем модификации последовательности 90°-/-180° в многоимпульсную последовательность Карра и Парселла [47] [900-т1-(1800-2т1)-Т]№ где 2т1 и Ы- интервал и число 1800-х импульсов. В этой последовательности все импульсы прикладываются вдоль положительного направления оси х. Первый нутационный 90°-й импульс совмещает вектор намагниченности с положительным направлением оси у . За время Т1 под влиянием неоднородности поля В0 происходит рассыпание спиновых изохромат в плоскости ху , которые вновь соберутся вдоль оси - у' под воздействием 180-градусного импульса. Последующие 180-градусные импульсы будут поочередно собирать спиновые изохроматы вдоль направлений у' и -у'. Рассыпание спиновых изохромат под влиянием только неоднородности поля В0 происходит без потери фазовой памяти, поэтому уменьшение амплитуды сигнала эха после каждого 180-градусного импульса относительно предыдущего сигнала

эха будет зависеть только от величины спин-спиновой релаксации. На рисунке 1.7 представлена осциллограмма сигналов СЭ в последовательности Карра-Парселла.

В момент времени ? амплитуда спин-эха между 180о- импульсами в такой последовательности, описывается уравнением:

Из уравнения 2.25 видно, что уменьшением интервала 2т1 второй экспоненциальный множитель с В можно сделать малым. Программа Карра-Парселла позволяет измерять Т2 за одно прохождение, поэтому важно точно установить длительность 180о импульса, чтобы избежать накопления ошибки за счет неточного поворота вектора намагниченности и искажения огибающей спиновых эхо. Мейбум-Гилл [48] предложили способ компенсации накопления данной ошибки сдвигом фазы частоты, заполняющей 90 о-й импульс, на 900 по отношению к фазе частоты, заполняющей 180 о-е импульсы. Сущность такой самокорректирующейся последовательности импульсов в том, что поворот спиновых изохромат на 1800 осуществляется вокруг направления у поскольку все 180о-е импульсы прикладываются вдоль оси у . При этом любой вектор отдельного магнитного момента перед каждым 180о-м импульсом возвращается в то же положение на плоскости ху', которое он занимал перед предыдущим 180о-м импульсом. Другими словами, каждый четный 180о-м импульс исправляет ошибку каждого предыдущего нечетного, поэтому амплитуды первого и последующих нечетных сигналов СЭ имеют меньшую величину, чем у четных СЭ. Поведение вектора намагниченности при воздействии на систему последовательности КПМГ схематически представлено на рисунке 1.8. Здесь а -поворот вектора макроскопической намагниченности М0 в плоскость х'у' 90-градусным импульсом, направленный по оси х'; б - расфазирование векторов Ш! спиновых изохромат, составляющих вектор М0, в плоскости х'у' ;в - поворот векторов вокруг у' импульсом, который немного короче 1800 и направлен по оси у'; г - собирание в плоскости у^', но не вдоль оси у', вследствие чего

проекция результирующего вектора на ось у' меньше М0 , д - расфазирование

векторов ш1, которые все еще не находятся в плоскости х у ; е - поворот векторов

0

вокруг у' вторым импульсом, который также немного короче 180 , в результате

чего все т1 оказываются в плоскости х'у'; ж - собирание ш1 в плоскости х'у'; з -

полная фокусировка векторов т1 вдоль оси у' (процедура повторяется с рисунком 2.6 б).

Рис.2.6. Иллюстрация метода Карра-Парселла-Мейбума-Гилла для компенсации накопления ошибки в последовательности импульсов Карра-Парселла и графическое изображение импульсов и сигналов СЭ.

Дальнейшее устранение накапливающейся ошибки заключается во введении фазового сдвига не в 90о-й, а в 180о-е импульсы так, чтобы фаза каждого последующего импульса отличалась на 1800 от фазы предыдущего импульса. Этот

способ позволяет уменьшить требование к стабильности резонансных условий, так как отпадает необходимость в долговременной памяти фазы высокой частоты, заполняющей зондирующие импульсы.

Зависимости огибающей амплитуд Ае спин-эхо при измерениях времен спин-решеточной Т11 и спин-спиновой релаксации Т21 (где индекс I = А, В, С -обозначающий три протонные фазы с временами релаксации Т1А,В,с и Т21) по методикам Хана и Карра-Парселла-Мейбум-Гилла (КПМГ) [48] после амплитудного детектирования описываются уравнениями:

Ае = 1 -IА ехр(-/Ту); Ае = £А ехр(— /Тъ) (2.26)

1=а,в,с 1=А, В, С

где А01 в относительных единицах соответствует относительному числу протонов фаз разной степени упорядоченности, а Т1,21 - временам спин-решеточной и спин-спиновой релаксации этих протонных фаз I = А, В,С.

К работе, использующей метод «солид-эхо» и посвященной исследованиям твердотельных компонент нефтей (асфальтены+смолы и твердые парафины) относится работа Шкаликова, Скирды [49], в которой продемонстрирована высокая информативность метода и показано, что для каждой фракции в нефти соответствует своя компонента в сигнале ЯМР и свой температурный диапазон ее существования и проявления в сигнале, предложен более простой, по сравнению с существующими, способ определения в нефтях количества асфальтенов и парафинов Николин, Сафонов, Скирда, Шкаликов, [50]. Концентрации твердотельных компонент нефти определялась по величине сигнала ЯМР гауссовой формы:

Мв(*,т) = Мз^т^ехр^^/Т^)2} (2.27)

или функцией Абрагама [42]:

Мб(Г,т) = Мв(0,т>ехр(-(а¥/2)}-вт(Ь0/^ (2.28).

В работе КИаБапоуа, БакЬагоу, Уо1коу, Nurga1iev [26] методом ЯМР-релаксометрии с использованием методики КПМГ релаксометром ЯМР Хроматек-Протон-20М на частоте п0 = 20 МГц исследован состав тяжелых нефтей Ашальчинского месторождения Татарстана и определены концентрации

асфальтенов в диапазоне 0.4-7.7% и ароматических соединений без разделения нефтей на компоненты. Показано, что с высоким коэффициентом корреляции Я > 0.96 лабораторный ЯМР-метод точнее отражает компонентный состав нефтей по сравнению с методами по ГОСТ 11858-66.

2.1.2. Метрологическое обеспечение достоверности измерений

При разработке метрологического обеспечения измерений релаксометрами ЯМР-параметров в соответствии с требованиями системы сертификации ГОСТ Р Госстандарта России использованы документы:

1.Технические условия на Релаксометр ПМР ТУ 25-4823764.0031-90. Министерство приборостроения. Разработка блоков базировалась на данное ТУ с учетом новизны комплектации и обработки данных на ноутбук.

2. Программа и методика испытаний Релаксометра ПМР 2.840.017 ПМ1. Министерство электротехнической промышленности и приборостроения, 1990. -8с. для испытаний средства измерения (СИ) по ГОСТ 12997-94.

3. Акт испытаний технико-экономических параметров анализатора «Релаксометра ПМР». ИПП Технопарк «Идея». ООО «Идея-Резонанс».

В ПМР-анализаторе в зависимости от причин возможны инструментальные, методические и субъективные погрешности [54].

Инструментальная погрешность. По ГОСТ 16263-70 инструментальными (аппаратурными) называются погрешности, присущие данному СИ, связанные с его несовершенством. Они определяются при испытаниях СИ и указаны в паспорте СИ. В свою очередь, инструментальная погрешность подразделяется на основную и дополнительную погрешности СИ.

Основная погрешность - погрешность СИ в нормальных условиях поверки или градуировки и нормальных значениях всех величин.

Дополнительная погрешность (ДП) возникает при отклонении от нормальных значений влияющих величин. Обычно различают отдельные

составляющие ДП, например температурную, изменения напряжения и т.д и нормируются коэффициентами влияния а каждой влияющей величины.

Методическая погрешность (МП) - погрешность измерения, возникающая из-за несовершенства метода, положенного в основу СИ. МП может возникать из-за недостатков используемого метода, неполноты знаний о происходящих при измерении процессов, из-за неточности применяемых расчетных формул. В цифровых приборах - это погрешность квантования. В аналоговых -погрешность определения уровня сигнала. МП может быть оценена для конкретных условий эксперимента. По ГОСТ 8.009-84 МП указывается как инструментальная.

Субъективная (личная) погрешность (СП) обусловлена индивидуальными особенностями лица, выполняющего измерения. Автоматизация устраняет СП.

Погрешности измерений времен релаксации ДТ2/Т2 можно оценить с использованием формулы для скоростей релаксации:

(Т2)-1 = (Т2*)-1 + (Т2есТ)-1 (2.29)

где (Т2 )-1 = у5Н/2л- обусловлена неоднородностью магнитного поля, (Т2ест)-1 -обусловлена естественными релаксационными процессами. В нашем случае

4 * 1 3 1

неоднородности поля ЪН/Но = 10 будет соответствовать значение (Т2 ) =3-10" с , а для нефти (Т2ест)-1» 20 с-1. Тогда величина ДТ2/Т2» 1 %.

Доверительная вероятность Рд измерений бралась равной Рд = 0,95 то есть принималось, что 95% измерений попадает в границы приведенной погрешности, что обычно и делается при систематических измерениях. Тогда, погрешности измерения у1 будут описываться уравнением:

У1 = У1ср±^1^!, (2.30)

где Ьг квантильный множитель, соответствующий данному Рд, а1 - СКО или выборочная дисперсия. При Рд = 0,9 для любого закона распределения погрешностей, Ь1 = 1,6, поэтому:

У1 = у1ср± 1,6ст1 (2.31)

где а1 определяется по формуле:

а = (2.32)

суммирование везде производится от I до п.

Величины математического ожидания уп образуют распределение, СКО которого ^убудет характеризовать разброс средних значений уп от выборки к выборке. Величина СКО выборочного среднего (средняя ошибка) ау в соответствии с законом сложения ошибок будет описываться уравнением:

ау = а^п = <{п\п - 1)-11(у -уп)2} (2.33)

То есть точность измерения растет в Vn раз, поэтому при измерениях мы стремились к максимальному п = 100.

Погрешность измерения у1 зависела от образца и лежала в пределах у1»± 1,5 % для измерений амплитуд и у:«± 2,5 % для измерений времен релаксации. С учетом инструментальной погрешности уо = ± 1,44 %, основная приведенная погрешность измерений составила ОПП = ± 3,94 %.

Для вычисления энергий активации Еа определялись прямолинейные участки времен релаксации Т1 и Т2 от обратной температуры 103/Т, которые апроксимировались прямыми. Наибольший разброс параметров дал ошибку Ушзм»±5.1 %. Коэффициент корреляции регрессии Я при аппроксимации зависимостей и выявлении участков линейности определялся по формуле:

Д = {-Ххм - ху}/ахау (2.34)

71

При Аррениусовом характере тс= тоехр(Еа/ЯТ) зависимости времен корреляции тс от температуры, значения энергий активации Еа можно определитьнепосредственно из времен релаксации Т^!^ и Т12(1)по формуле:

Еа = 19,13 ^ (Tl,l(1)/Tl,l(1)) [T:1)T:1)/(T:1)-T:1))], (2.35)

которая получается логарифмированием тс= тоехр(Еа/ЯТ). Ошибка в определении Еа состоит из ошибок в определении времен релаксации

Т1,2 и температур Т^Т^,

при которых они измерены. Учитывая, что ОПП измерений времен релаксации составила ОПП = ± 3,75 %, а систематическая температурная погрешность ус = ± 0,25 %, максимальная погрешность определения Еа составляет уЕ = ± 4 %.

2.2. Теоретическое обоснование необходимости разработок проточных методик многопараметрического экспресс-контроля характеристик жидкости и нефти по параметрам ПМР-релаксации

По работам автора [71,86, 104]

На рис.2.7. представлены ЯМР (ПМР)-параметры, определяемые методом ПМР-релаксометрии и ПМР высокого разрешения (по спектрам). Параметры, определяемые из времен релаксации Т11 и Т21 и населенностей протонов Р1 следующие: 8ю - химический сдвиг, ЕА - энергия активации молекулярного движения, тО - время жизни протона в одной позиции, тОБ - время корреляции обмена, тс - время корреляции, <Гу> - среднее межпротонное расстояние, На, Нр и Ну - положения пиков спектре ПМР, сооветствующие метильным, метиленовым и ароматическим группам в молекулах.

Рис.2.7. ПМР-параметры, определяемые методом ЯМР-релаксометрии и ЯМР

высокого разрешения (по спектрам).

Таким образом, по некоторым из двадцати ПМР-параметров: начальным амплитудам спин-эхо А0АВС, насел енностям протонов ^1,2А,В, временам релаксации Т1,2А,В,С, скоростям релаксации Я1,2А,В,С, коэффициентам диффузии, энергиям активации молекулярного движения, параметрам химического обмена можно осуществлять многопараметрический анализа характеристик жидкости на цифровых интеллектуальных месторождениях.

При измерения наиболее удобным является время спин-спиновой релаксации Т2, поскольку для измерения времен спин-решеточной релаксации Т1 требуется время ? > Т = 5Т1 для восстановления намагниченности, где Т - период запуска импульсной последовательности (90°-т-90°-то-180°^ измерения Т1. Для воды в скважинной жидкости Т1 » 2 сек, поэтому при N = 100 даже при числе накоплений п = 1 потребуется время ? = 100Т = 500Т1 » 16 минут. Гораздо более оперативным (время измерения в среднем 2 минуты) является использование импульсной последовательности Карра-Парселла-Мейбум-Гилла, которая позволяет устранить на влияние на результаты измерений неточности настройки длительностей импульсов и влияния диффузии молекул под действием градиентов магнитного поля.

Для полного методологического обеспечения цифрового месторождения необходимо разработать методики по определению большой номенклатуры характеристик скважинной жидкости, сырой нефти, водо-нефтяных (битумных) эмульсий, сухой нефти, пластовой и сточной воды для охраны окружающей среды, причем желательно в едином приборно-программном комплексе.

Скорость потока

Одним из основных ПМР-параметров, по которому измеряются характеристики нефти в катушке датчика релаксометра ПМР является время спин-спиновой релаксации жидкости на потоке Т2* определяемое из уравнения:

1/Т2* = 1/Т2о + 1/Т2/, (2.36)

где Т2о - время релаксации в неподвижной жидкости, Т2/ - время пребывания жидкости в катушке датчика, за которое 1/е часть деполяризованных ядер

сменяется поляризованными. Уравнение ур.(2.36) обосновывается следующими соображениями. Если жидкость, втекающая в датчик, имеет намагниченность ядер МВХ, а вытекающая МВЫХ, то в при прохождении жидкости с расходом Q средняя по объему Vдатчика намагниченность Мядер меняется со скоростью:

йЫ/йг = (Мвх- МвыхЮ/Т (2.37)

Изменения М за счет релаксации, описываются уравнением:

йЫ/йг = (М0- М)/Т2 (2.38)

При условии МВХ = М0 и МВЫХ = М, скорость изменения М составит:

йЫ/йг = (М0- М)(1/Т2 +1/ Т2) = (М0- М)/Т2* (2.39)

Таким образом, если в датчике происходит полное перемешивание, то уравнение (2.30) справедливо, причем Т2/ = V/Q. Но это для однофазной жидкости. Для двухфазных (тем более трехфазных водо-нефте-газовых) смесей, таких как водонефтяных эмульсий вопрос справедливости ур.(2.37-2.39) открыт и решался нами экспериментально. Для 100% воды, 90%, 75% и 25%-й эмульсий были получены зависимости скоростей релаксации (Т2*)-1 от скорости потока и в диапазоне и = 0-0.7 м/с (см. рис.3.1 Главы 3) .

Поскольку огибающая сигналов СЭ могла быть разложена на несколько компонент со своими временами релаксации и концентрациями протонных фаз появилась возможность определения расходов Qi и скоростей и компонент скважинной жидкости по формуле:

Ql и = QАоl/IАоl (2.40)

где Ао1/ЕАо1- концентрация 1-й компоненты смеси (воды, фракций нефти), определяемой из амплитуд спин-эхо в методике КПМГ, £ - сечение трубы.

Для оценки достоверности ур.(2.29) и точности зависимостей, проведено сравнение времен релаксации Т2оВ неподвижной воды и Т2оН нефти, получающиеся из графиков с результатами ур.(13). Из графика 1 на рис.3.1 (Главы 3) для воды получена скорость релаксации в неподвижной воде (Т2оВ)-1 = 0.43, что соответствует Т2оВ = 2.32 сек и отличается от значения Т2В = 2.26 сек, измеренного в неподвижной воде на 0.06 сек. Из графика 3 для наиболее сложной из-за

инверсии фаз 75%-й эмульсии получили (Т2о75)-1 = 0.654. С учетом вкладов компонентов ((Т2оН)-1=1.37), значение (Т2о75)-1 рассчитывалось из соотношения фаз воды и нефти: (Т2о75)-1 =0.654=0.75(Т2оВ)-1+0.25(Т2он)-1=1.375. Это соответствует Т2оН = 0.726 и отличается от измеренного в неподвижной нефти Т2Н= 0.7 сек на 0.026 сек, что свидетельствует о достаточной точности измерений.

Для использованных эмульсий зависимости оказались двухкомпонентными и с коэффициентами корреляции Я = 0.93-0.99 и среднеквадратическими отклонениями (СКО) £ = 0.01-0.08 при и > 0.2 м/с описываются уравнением:

и (м/с) = ^ехр(- £гТ2), (2.41)

где к1 (м/с) = 6.2; 6.1 и 24; к2(с -1) = 3.2; 3.7 и 13.8 для 90%, 75%-й и 25% эмульсий; при и < 0.2 м/с для этих же эмульсий справедливо уравнение:

и (м/с) = к3/Т2- к4 (2.42)

где к3 (м) = 0.45; 0.76 и 1.77; к4 (м/с) = 0; 0; и 1.355 для тех же эмульсий.

2

Коэффициенты к1, к2 и к3 с

Я = 0.97 и £ = 1 зависят от влажности Ж эмульсий:

к = 40.2ехр(- 0.022Ж) (2.43)

к2 = 24.1 ехр(- 0.023 Ж) (2.44)

к3 = 3ехр(- 0.02Ж) (2.45)

Эти ур.(2.6-2.10) необходимы для выбора компьютером градуировочных графиков

измерения скоростей потока илМр(Т2эфф) эмульсий с разными концентрациями воды. По методике измерений влагосодержания в скважинной жидкости предварительно измерялись времена спин-спиновой релаксации отдельно воды Т2В, нефти Т2Н и скважинной жидкости Т2* в потоке по начальному участку огибающих спин-эхо. Т2*определяется из ур.(2.29).

Далее, в Главе 3 будет показано, что скорость потока можно контролировать по нескольким параметрам: временам релаксации, скоростям релаксации и амплитудам сигналов спин-эхо, что позволяет верифицировать данные.

Влажность ЖПМР (%) определяется по ур.(2.39), выведенному из ур.(2.40) - эффективной скорости релаксации в монографии [86]:

ЖпМР = Т2В(Т2 - Т2Н)100% /Т2 (Т2В - Т2н) (2.46)

1/Т2 = Жпмр/Т2в + (1-^пмр)/Т2н (2.47)

где ЖПМР и (1-ЖПМР) характеризуют в эмульсии доли протонов воды и нефти. Экспериментальные зависимости подтверждают ур.(2.39) на рис.3.4. Причем есть

возможность выбирать крутизну наклона зависимостей путем изменения числа N

*

импульсов, по которым измеряется Т2 по формуле:

N =0.34рн - 284 (2.48)

где рН- плотность нефти в кг/м . Зависимость ЖПМР(%) от реальной влажности

известных образцов Жлаб(%)имеет нелинейный характер (кривая 1 на рис.3.4). Но

кривая линеаризуется увеличением числа импульсов N. В результате во всем

диапазоне измерений Жлаб создаются условия одинаковой крутизны зависимости

ЖпМР от Жлаб.

Для измерений ЖПМР необходимо знать Т2В и Т2Н воды и нефти, фазы которых могут быть получены с помощью установки разделения эмульсий на воду и нефти во вращающихся магнитном и неоднородном электрическом полях, описанной в Главе 5. Данная установка может быть использована для определения массовых концентраций МВ и МН, т.е. как массомер:

Мв(%)= (Рв-Ре) • 100%/(Рв+ Рн - 2Ре^ (2.49)

Мн(%) = (Рн - Ре) • 100%/(Рв+ Рн - 2Ре)Я , (2.50)

где РЕ, РВ и РН - веса сухой емкости и емкостей с водой и нефтью установки [89].

Концентрацию воды при её малых значениях можно определить по формуле:

ЖпМР = (Т2ОВТ2ОН - Т2*Т20В - ^*Т2СНТ2*)/Т2*(Т2СВ - Т2Он)100%, (2.51) где Ж* - доля добавленной массы воды от массы образца. Концентрация нефти О в эмульсии определяется (в долях от 1) соотношением:

О = 1- Т2В(Т2 - Т2Н)100% /Т2 (Т2В - Т2Н) (2.52).

При малых концентрациях нефти (больших волажностях) можно используя метод добавок, определять концентрацию нефти по уравнению:

о = (ТювТюн - Т^Тюв- О^юнТ^/ТЛТюв - Тюн)100%, (2.53) где О* - доля добавленной массы нефти

Обнаружены зависимости населенностей протонов воды Рw(%) от влажности лабораторных образцов ЖЛаб, представленные на рис.2.6 диссертации.

Влажность может быть измерена также и из отношений А\/Аст амплитуд сигнала первого спин-эхо А1 к амплитуде стандартного образца Аст, на рис. 2.7.

диссертации. Таким образом, есть возможность верификации данных по

*

влагосодержанию по нескольким ПМР-параметрам: временам релаксации Т2 , Т2В, Т2Н, населенностям протонов воды Рw и отношениям амплитуд сигналов спин-эхо к амплитуде стандартного образца А1/Аст, что позволяет подтверждать данные.

Объем газа (газонасыщенность) УоЯМР в СКЖ методом ПМР-релаксометрии вычисляется из простого уравнения:

УоЯМР = ^г(А0- А0) /Ао (2.54)

где А0, Ао-начальные амплитуды спин-эхо при заполнении датчика нефтью без газа и при заполнении датчика СКЖ с газом, КГ - поправочный коэффициент, зависящий о плотности газа (месторождения). От характеристики Уо зависит расход энергии в скважине, момент сопротивления на валу погружного электродвигателя в установке электропогружного насоса при добыче нефти.

Плотность нефти. На экспериментально полученных зависимостях рн от времен спин-решеточной и спин-спиновой релаксации на рис. 3.8 (Глава 3) четко обнаруживается смена зависимостей на границе рн = 900 кг/м для Т1А,В и для рн = 850 кг/м для Т2АВ. Эта граница плотности между средними и тяжелыми нефтями, которые в настоящее время составляют до 60% нефтедобычи.

Поэтому важно иметь зависимости для измерений как можно больших

3

значений плотности (современные плотномеры работают до рн = 1000 кг/м ). Нами был расширен диапазон до рн = 1200 кг/м при измерениях рн по временам протонной релаксации Т1А, Т1В, Т2Аи Т2В что и было показано в Главе 3.

Важно, что по плотностям воды рВ, нефти рН и смеси рСМ можно также определять объемную влажность в смеси воды и нефти из соотношения:

Ж = (рсм - рн)• 100%/(рв - рн) (2.55)

По плотности определяется молекулярная масса нефти при использовании ур.(2.50), с ней связана и вязкость нефти.

Молекулярная масса ММ. К одному из важнейших интегральных параметров нефтей и нефтепродуктов относится средняя молекулярная масса ММ, от точности определения которой зависит надежность прогнозирования её

возможностей для нефтепереработки. Для определения ММ используют

20

эмпирические зависимости от плотности р4 по справочным данным в диапазоне изменения 810-900 кг/м и ММ нефти в виде:

ММ = 647535 ехр(-6707/р420) (2.56)

Но в справочниках можно также найти нефти с одинаковыми ММ, плотности которых различаются на 0,056-0,072. При этом, для 25,4% вычисленных по ур.(29) погрешности измерения ММ на 30% отличаются от экспериментальных. Более точный расчет ММ требует, вероятно, выработки других соотношений, в которые надо включать, например, асфальтены А.

По сходству физико-химических свойств нефтей Поволжья, Урала, Зап. Сибири и обработкой большого числа экспериментальных данных, установлена Овчаровым и др. [9] эмпирическая зависимость ММ от плотности имеет вид:

ММ = 100/[(2040/р420) - 1,95] (2.57)

Эта формула лучше всего согласуется с экспериментально полученным нами данным по ММ.

ММ зависит также от кинематической вязкости (для 50оС) по уравнению:

ММ = 300V(lg(v50 + 80) (2.58)

Но формулы для определения ММ требуют измерений плотности или вязкости и не могут быть использованы при проточном контроле.

Концентрация асфальтено-смол (АС). Инструментального метода измерения концентрации асфальтено-смол обнаружено не было, а лабораторные методы их измерения длительны во времени и требуют реактивов. Между тем, от концентрации АС зависит склонность трубопроводов к асфальто-смолисто-парафиновым отложениям. Кроме того АС являются сырьем для ценных нефтепродуктов.

В работе Шкаликов,Скирда [50] для определения высокополимерных твердотельных компонент нефти (асфальтенов+смол и твердых парафинов, АСП), АС определялись авторами по сигналу ЯМР гауссовой формы:

Мв(*,т) = Мв(0,т>ехр{-0/Т2Л (2.59)

В работе КИаБапоуа и др. [26] методом ЯМР-релаксометрии с использованием методики КПМГ исследован состав тяжелых нефтей Ашальчинского месторождения Татарстана и определены концентрации асфальтенов в диапазоне 0.4-7.7% и ароматики без разделения нефтей на компоненты для сохранения их естественного баланса. Показано, что с коэффициентом корреляции Я > 0.96 лабораторный ЯМР-метод точнее отражает компонентный состав нефтей по сравнению с методами по ГОСТ 11858-66. Это дает основание для использования ПМР-параметров для экспресс-контроля концентрации асфальтено-смол при добыче нефти и перекачке по трубопроводам.

Температуры застывания нефтей и нефтепродуктов ТЗАС в дизельном топливе (ДТ) всегда были важны, особенно для арктических и авиационных топлив. ТЗАС в ДТ определяется концентрацией линейных парафинов, которые в совокупности с молекулами АС при понижении температуры образуют структурных единиц (СЕ), забивающие форсунки двигателей.

В РД 39-9-478-80 приводится расчетная формула для оценки температуры застывания (начала кристаллизации парафина) в нефтях:

Тзас(оС) = 341п(П) + 11.4 (2.60)

Но расчет минимального и максимального значений ТЗАС по ур.(2.60) температур застывания (в оС), например нефтей в которых по данным

лабораторного ТЗАС = 28.5-39.5 оС, дают значения: ТЗАС = 56.1 оС и ТЗ = 60.1 оС, то есть двукратное превышение, хотя в РД и указан диапазон 1.55 < П < 30% масс, что свидетельствует о необходимости разработки экспериментальной методики определения ТЗАС. Корреляция ТЗАС с АС указывает на возможность её измерения через ПМР-параметры.

Вязкость нефти Метод ПМР-релаксометрии находит все большее применение как для научных исследований, так и в технологии добычи нефти для характеристики нефтяных дисперсных систем (НДС), и с его помощью решаются проблемы инжиниринга месторождений. Для легких нефтей разработаны ПМР-методы определения вязкости, плотности в градусах API и водородного RHI-показателя. Их сравнение со стандартными методами показали хорошее совпадение с коэффициентами корреляции R > 0.96. Но большинство нефтей тяжелые и высовязкие, так на Русском месторождении Тюменской области h ~ 700-800 мПа • с, что требует расширения диапазона её измерений.

Особенности корреляций времен релаксации с вязкостью явно проявляются в зависимостях hT1,2 от h в нефтях по так называемому «вязкостному углеводородному стандарту» hT1,2 =сош1 в западных технологиях, который был экспериментально подтвержден [113] в алканах. Отклонения от УВ-стандарта свидетельствует о неньютоновской структуре нефти, и на графиках hT1,2A от h обнаруживается излом hT1,2A при h » 6 мПа- с, соответствующий переходу от легких к средним и тяжелым нефтям.

Данный факт экспериментально подтвержден нами [94-96] в расширенном диапазоне вязкостей h = 0.5-340 мПа- с, и зависимости лТ1,2А от h (х на графиках) с коэффициентами корреляции

R = 0.93

и среднеквадратичными отклонениями (СКО) S = 0.15 для яТ2А описываются уравнениями:

яТ2А = у2 = 0.67 + 0.26 • х для h < 6 мПа • с (2 61)

hT2A = у2 = 1.53 + 0.017- х для h > 6 мПа- с (2.62)

Наблюдаются также зависимости скорости спин-решеточной релаксации (Т1А)-1 и населенности протонов РА фазы А от вязкости.

Роль Асфальтено-смол (АС) в формирование структурных единиц (СЕ), определяющих вязкость ц нефтей, учитывается в корреляция между этими характеристиками нефти. Для смесей жидкостей Емельяновым, Агишевым теоретически было показано [115], что цТ1 описывается уравнением:

цТ = 293/(А + ВЫ) (2.63)

где А = ц-Уй21гу-6тг и В = 3л1Y4h2/&TZгij-6 - молекулярные константы, N -объемная доля более вязкой компоненты смеси (Ы соответствует Рв), тг и тв -времена корреляции вращательного и трансляционного движения молекул, Гу -расстояния между ядерными спинами. Наши измерения Т12 нефтей от концентрации АС дали зависимости Т1А и Т2А от концентраций асфальтенов АС, аппроксимированные уравнением:

Т1А = К1/(0.1 + кАС) (2.64)

где к1 = 776 с, к2 = 1 %, то есть видно, что теоретическое уравнение ур.(2.64) качественно согласуется с ур.(2.63) работы [115] и парамагнетизм асфальтенов сказывается на ПМР-параметрах дисперсионной среды фазы А, понижая времена релаксации Т1А и Т2А, а также на фазе В, что проявляется на графиках скоростей релаксации Я2в(с-1) = (Т2В)-1 от концентраций АС для тяжелых нефтей и остатков.

Установлена экспериментальная корреляция между вязкостью ц и АС в

виде:

ц = куАС077 (2.65)

где к7 = 1.1 Мпа-с/%, которая также указывает на зависимость вязкости от АС.

На температурных зависимостях времен релаксации от 10 /Т [95] явно заметны скачки времен релаксации Т1АВС и Т2АВС, доходящие до 20-30%, что связано со ступенчатым упорядочением молекул в структурные единицы (СЕ) с ядрами из АС и парафинами П при температурах меньших температур застывания нефти ТЗАСТ » 35оС, что повышает вязкость и на что указывает установленная зависимость ТЗАСТот концентрации парафинов (П) по уравнению:

Тзаст (оС) = ln(K9 П) + к10 (2.66)

где к8 = 14.8 0С, кд = %, к10 = 11.37 0С.

На температурных зависимостях ПМР-параметров [94,149] со снижением температуры во все большей степени должны проявляться структурно-динамические фазовые переходы с резкими изменениями ПМР-параметров: времен релаксации, населенностей протонов и, что особенно важно, энергий активации ЕА молекулярного движения молекул разных протонных (молекулярных) фаз. Это вызвано самопроизвольным процессом, при котором при снижении температуры для изобарно-изотермического потенциала более существенным является снижение энтальпии АН, по сравнению со снижением энтропийного фактора TAS (АН< 0, TAS< 0, |АН|} > |TAS|), что приводит к локальным отрицательным значениям ЕАпри упорядочении:

AG » Еа = АН - TAS < 0, (2.67)

Концентрации солей в пластовых и сточных водах. Концентрация солей в пластовой воде, представленных в основном солями NaCl, CaCl2 и MgCl2 в соотношении 73:20:7, определяется по формулам, учитывающим вклад от солей со своими релаксационными эффективностями:

Сс = ^1(2)-1 [(Т2-1)изм- (T2-1)0] (2.68)

Сс= k1(T1B)- NaCl + k2 (T1b) CaCl2 + k3(T1B) MgCl2 = - кз + k4(T1B)-1 + k5(T1B)-2 (2.69) где К1(2) - релаксационная эффективность, (T2-1)0 - скорость релаксации в воде без солей, k = 0.91 %/у.е, k2= 105,8 у.е., k3 = 32,284 % • с, k4= 165,94 % • с, k5=183,1 % • с.

Эти уравнения - надежная теоретическая база для экспресс-контроля солей

Минимально определяемые концентрации парамагнитных ионов Nm\n определяются разницей между (Т1(2)-1) изм и (T1(2)-1)0, т.е. точностью аппаратуры, характеризуемой коэффициентом f

Nmjn= (T1(2))-10(f - 1)/^1(2) (2.70)

Измерения характеристик скважинной жидкости, нефти и водо-нефтяных эмульсий можно осуществлять по кривым, отградуированным по охарактеризованным в лабораториях образцам, дополненным стандартными образцами и аппроксимирующих их формулами по нескольким ПМР-параметрам.

В таблице 2.1. представлены характеристики по ПМР-параметрам измеряемые многопараметрическим контролем методом ПМР-релаксометрии (знаком + отмечены использованные для измерения ПМР-параметры).

Обобщая теоретические данные по скорости потока, влажности, плотности, молекулярной массе, концентрации асфальтено-смол, вязкости в нефти, температуре застывания нефти, дизельного топлива и концентрации солей в воде можно говорить, что многопараметрический экспресс-контроль характеристик скважинной жидкости, нефти и воды по нескольким ПМР-параметрам позволяет верифицировать полученные данные при измерениях на цифровом месторождении единым проточным экспресс-методом ПМР-релаксометрии.

Таблица 2.1 -

Характеристики СКЖ и нефти, измеряемые по ПМР-параметрам

многопараметрическим контролем методом ПМР-релаксометрии

Характеристики Параметры ПМР-релаксации (индекс / - фазы А, В, С)

скважинной Времена спин- Времена спин- Скорость Амплиту Населен

жидкости, решеточной спиновой релаксации ^1,2= (71,2:) ды ности Р:

нефти и воды релаксации Т1: релаксации Т2: сигналов спин-эхо А:

Скорость потока + + + + +

и (м/сек)

Скорости + + + + +

потоков фаз и

Дебит скважин + + + + +

2 = и -8(м3/час)

Влажность СКЖ + + + + +

W(%)

Окончание таблицы 2. 1 -

Характеристики СКЖ и нефти, измеряемые по ПМР-параметрам

многопараметрическим контролем методом ПМР-релаксометрии

Характеристики Параметры ПМР-релаксации (индекс / - фазы А, В, С)

скважинной Времена Времена Скорость Амплитуды Населенности

жидкости, спин- спин- релаксации сигналов Л

нефти и воды решеточной спиновой -—1,2= (Тх,21) 1 спин-эхо Ах

релаксации Тц релаксации Та

"азосодержание 3 (м3) +

Плотность

СКЖ и нефти р (кг/м3) + + + +

Молекулярная

масса ММ + + + +

(а.е.м)

Концентрация АС (%) + + + +

Вязкость

динамическая + + +

ц (мПа • с)

Вязкость

кинематическая + + +

(мм2/с)

Вязкостный

фактор цТ12/Т + +

Температура

застывания + +

нефти Тзас (оС)

Температура

застывания + +

дизтоплива

Концентрация нефти в воде + + +

С(мг/л)

Концентрация

солей в воде + + +

С(мг/л)

Выводы по главе 2

1. При ПМР-релаксационном анализе возможны инструментальные, методические и субъективные погрешности. Инструментальные погрешности измерений составляют » 1 %. Погрешности измерения ввиду многократных накоплений, усреднений в градуировочных графиках 1. При ПМР-релаксационном анализе возможны инструментальные, методические и субъективные погрешности. Инструментальные погрешности измерений составляют » 1 %. Погрешности измерения ввиду многократных накоплений, усреднений в градуировочных графиках составят »± 1,5 % для амплитуд и »± 2,5 % для времен релаксации. С учетом инструментальной погрешности ± 1,44 %, основная приведенная погрешность измерений ПМР-параметров ± 3,94 %.

2. Теоретически и на основе корреляций обоснованы методики измерения:

- Скорости потока жидкости по временам релаксации по экспоненциальному закону с коэффициентами, зависящими от влажности Ж эмульсий. Показано, что скорость потока можно контролировать также по амплитудам сигналов спин-эхо.

- Влажности нефти по временам релаксации воды, нефти и смеси; отношениям А1/Аст амплитуд сигнала спин-эхо А1 к амплитуде стандартного образца Аст, массам воды и нефти, измеренным в установке для разделения воды и нефти.

- Объема газа в скважинной жидкости по разности начальных амплитуд спин-эхо при заполнении датчика жидкостью без газа и с газом.

- Плотности по временам релаксации, позволяющей определять: переход от средних к тяжёлым нефтям, влажность и молекулярный вес нефти.

- Концентрации АС по ПМР-параметрам.

-Вязкости по временами релаксации, населенностями протонов фаз и параметру цТ2А, что дает основание для многопараметрического экспресс-контроля.

- Температуры застывания Тзас нефти и дизельного топлива по ПМР-параметрам.

- Концентрации солей в воде через их эффективный вклад в скорости релаксации.

Обобщая теоретические данные, можно говорить, что многопараметрический экспресс-контроль характеристик скважинной жидкости, нефти и воды по нескольким ПМР-параметрам позволяет верифицировать полученные данные при измерениях на цифровом месторождении единым проточным экспресс-методом ПМР-релаксометрии.

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ПОДТВЕРЖДЕНИЕ МЕТОДОЛОГИИ ПРОТОЧНОГО МНОГОПАРАМЕТРИЧЕСКОГО ЭКСПРЕСС-КОНТРОЛЯ МНОГОФАЗНОЙ СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ, НЕФТИ И ВОДО-НЕФТЯНЫХ (БИТУМНЫХ) ЭМУЛЬСИЙ

По работам автора [86, 133, 138, 147, 149, 169, 173]

3.1. Разработанные и апробированные на реальных образцах нефтей методики экспресс-контроля характеристик нефти

Для контроля параметров скважинной жидкости по Правилам учета нефти (ПУН) разработаны, экспериментально подтверждены и апробированы следующие проточные методики экспресс-контроля:

1. Скоростей потока V(расхода 2 = и-Б) водо-нефтяных эмульсий;

2. Концентраций воды и нефти в скважинной жидкости и сырой нефти;

3. Газосодержания в скважинной жидкости;

4. Плотности нефти и нефтепродуктов;

5. Молекулярной массы нефти;

6. Вязкости нефти и нефтепродуктов;

7. Температур застывания нефтей и нефтепродуктов (дизельного топлива);

8. Концентраций асфальтено-смол;

9. Загрязненности сточных нефтепродуктами и солями тяжелых металлов;

10. Загрязненности пластовых вод диамагнитными солями.

Разработке методик способствует наличие взаимных корреляций свойств

нефти.

3.1.1. Методика измерения скорости потока водо-нефтяных эмульсий

По работам автора [131, 133, 138, 147]

Поскольку расход 2 (дебит) в единицах м /с определяется по формуле 2 =

Би,

где £(м ) сечение трубы, по которой течет поток жидкости, достаточно измерять скорость и(м/с) потока. Это дает возможность использовать любой используемый на нефтепромыслах диаметр трубы. Скорость потока u определялась и регулировалась шестеренчатым насосом Ш5-51. Полученные нами [24, 45] зависимости скорости u потока от времен Г2*для воды и 90%-й, 75%-й и 25%-й эмульсий, приготовленных из имитатора нефти «Exxol D100» ( р15 = 818 кг/м , h25 = 3.17 Мпа-с, ароматики 0,3%), используемого во Всеросс. НИИ расходометрии для разработки и поверки расходомеров, приведены на рис.3.1.

*

Рис.3.1. Зависимость скорости потока и от времен спин-спиновой релаксации Т2 для 90%-й (кривые 1а,в), 75% (2а,в) и 25%-й (3а,в) эмульсий, 4 - воды.

Графики на рис.3.1 (напр., для 90%-й и 25%-й эмульсий) с коэффициентами корреляции

К = 0.9 и СКО £ = 0.1 описываются уравнениями: и (м/с) = 1.77/Т2*(с) - 1.35 (3.1)

и (м/с) = 6-ехр(-3.7-Т2*(с)) (3.2)

Измеряемое в катушке датчика релаксометра ПМР время спин-спиновой релаксации жидкости в потоке Т2* определяется из уравнения ур.(2.1) главы 2.

Зависимости и (м/с) = ,ДТ2*) занесена в компьютерную программу формирования импульсных последовательностей, обработки ПМР-параметров и расчета физико-химических свойств скважинной жидкости и нефти.

На графиках проявились низкоскоростной и высокоскоростной участки с границей при и > 0.2 м/с.

На рис. 3.2 представлена зависимость времен релаксации от расхода 2 воды.

Рис. 3.2. Зависимости времен спин-спиновой релаксации Т2 от расхода 2

Зависимости времен спин-спиновой релаксации Т2 от расхода 2 воды с коэффициентами корреляции

К = 0.98 и СКО Б = 0.1 описываются уравнениями:

на малых расходах

Т2 = 1.81 ехр(- 0.0412) (3.3)

на больших расходах:

Т2 = 0.38ехр(- 0.0082) (3.4)

Видим, что и на воде наблюдаются участки больших и малых скоростей.

В экспериментально полученных зависимостях и от амплитуд спин-эхо и населенностей протонов РА также наблюдается излом скоростей при и > 0.2 м/с (рис.3.3).

< а

3

к

ё и

Л

I

260 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0

1

■ 4

А 1

н \

о \

> \о

\ И \ .О

------

0.1 0.2 0.3 0.4 0 5 0.6 0.7 0.8 Скорость потока \,(м/с)

0.9

Рис.3.3. Зависимости амплитуд СЭ (у.е.) от скорости потоков и (м/с)

Зависимости амплитуд СЭ (у.е.) от скорости потоков и (м/с) со средними значениями К = 0.99 и СКО £ = 0.8 описываются уравнениями: Вода:

Ао = 262-ехр(-2.9и) (3.5) 90% воды в сырой нефти, низкоскоростной участок

Ао = 255-ехр(-7и) (3.6) 90% воды в сырой нефти, высокоскоростной участок

Ао = 97.4-ехр(-2.2и) (3.7) 25% воды в сырой нефти, низкоскоростной участок

Ао = 220-ехр(-0.46и) (3.8) 25% воды в сырой нефти, высокоскоростной участок

Ао = 200-ехр(-1.6и) (3.9) Таким образом, скорость потока и расход могут быть определены по ПМР-

параметрам: временам релаксации и амплитудам сигналов спин-эхо.

Сопоставление измеренных иПМР со скоростью потока ОнАС, задаваемой шестеренным насосом Ш5-25, показало совпадение с точностью 8 < ± 2.3 %.

3.1.2. Методика измерения концентрации воды в скважинной жидкости по временам ПМР-релаксации, населенностям протонов и отношениям

амплитуд спин-эхо

По работам автора [128-131]

В технологических процессах при добыче нефти используется периодичность измерений концентрации воды Ж раз в сутки по ГОСТ 2477 по объединенной пробе. Это сказывается на точности анализов при бригадном учете, при прорывах пластовой воды, когда в течение короткого времени параметры могут резко меняться, а также дает самую весомую отрицательную поправку при вычислении стоимости нефти. Всего 1% лишней воды в нефти, заливаемой в танкер, повышает ее стоимость на $1 млн. В связи с этим, требуется непрерывный экспресс-контроль массовых концентраций воды и нефти и возникает необходимость в разработке оперативного способа контроля СКЖ на концентрацию воды, которая меняется не только от скважины к скважине, но и во времени. Так, на рисунке 3.4 представлены эти изменения до 5 раз за 10 минут, Смирнов [101].

5

X

12.10.2013

3

-13.10.2013

Интервал времени сгаииоюрнопз тренда влагооодержання

14.10.2013

15.10.2013

Рис.3.4. Двенадцатичасовые тренды влагосодержания на СИКН №2015

Влажность ЖПМР (%) определяется по ур.(2.39) Главы 2. По зависимости ЖПМР от Жлаб в условиях одинаковой крутизны относительные ошибки измерений на потоке находятся в пределах 8Г = -2.82^ +2.67%. Это меньше, чем у чаще всего применяемого влагомера групповой замерной установки или весоизмерительной установки МЕРА-МИГ с погрешностью измерений 20-28% для проблемного (из-за инверсии фаз) диапазона Ж = 70-100%. Время ПМР-анализа в 3 раза короче по сравнению с этими установками.

*

На рис.3.5 представлены зависимости между влажностью Жммя и Т2 (с) для

3

сырых нефтей с плотностями: р = 865-908 к^м разных месторождений.

Рис.3.5. Зависимости влажности Ж^^ от Т2 (с) для сырых нефтей с плотностями: р = 865-908 ^/м3, измеренные в режимах с разным N числом 180° импульсов в серии КПМГ: Кривая 1 - N = 30; 2 - N = 100; 3 ^ = 1000; кривая 4 - для нефти РБУБА (Венесуэла); 5 - для Зюзеевской нефти (Ромашкинское месторождение).

Показано, что изменяя число импульсов в последовательности КПМГ

*

(кривые 1,2,3) имеется возможность линеаризовать зависимость Жшк от Т2 (прямая 2) с изменением крутизны по всему диапазону влажностей жидкости.

Влажность может быть измерена и из зависимостей населенностей протонов воды РВ(%) от Ж(%) на рис.3.6.

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Рис. 3.6. Зависимости населенностей протонов воды РВ(%) от Ж(%). Кривая 1 - в потоке со скоростью и = 0.5 м/с, 2 - в неподвижной жидкости.

Зависимости описываются уравнениями:

Рв(%) = ^3ехр(^4^) (на потоке) 0.5 м/с) (3.10)

РВ(%) = к5Ж- к6 - к7Ж (неподвижная жидкость) (3.11) где к3 = 16.8 %; кх = 0.017 (%)-1, къ = 1.7, кь = 17.8 %, к7 = 0.005 (%)-1.

Влажность может быть измерена также и из отношений А1/Аст амплитуд сигнала первого спин-эхо А1 к амплитуде стандартного образца Аст, представленных на рис.3.7.

Al/Al ст

Рис.3.7. Зависимость влажности Wот отношений А1/Аст амплитуд сигнала первого спин-эхо А1 к амплитуде стандартного образца Аст,

Кривая 1 для водонефтяной эмульсии из нефти плотностью р = 903 кг/мА3 с коэффициентом корреляции

К = 0.99 и СКО £ = 1.8 описывается уравнением: ^пмр(%) = 104(^1/^1ст)2 - 93(А1/АЮх) - 0.36 (3.12)

Кривая 2 для водо-битумной эмульсии с £ = 1.8 описывается уравнением:

^пмр(%) = 23(А1/А1СТ) + 12.1 (3.13)

Ход зависимостей ЖПМр от Жлаб меняется от плотности нефти рН, но в диапазоне плотностей рН = 825- 910 кг/м в водонефтяных эмульсиях они показали отличие не превышающее ± 2%.

Таким образом, влагосодержание методом ПМР-релаксометрии

многопараметрически определяется по ряду экспериментальных зависимостей:

*

влажности от скорости спин-спиновой релаксации Т2 (с); населенностей протонов воды, измеренных в потоке и неподвижной жидкости; отношений А1/Аст амплитуд сигнала первого спин-эхо А1 к амплитуде стандартного образца Аст. Как показали

эксперименты, средние относительные ошибки измерений находятся в диапазоне 5Г = (-2.82- +2.67)%.

3.1.3. Методика определения газонасыщенности УсЯМР По работам автора [133, 147]

по амплитудам СЭ вычислялась из ур.(2.45). Точность измерения амплитуд спин-эхо составляет ±2%, но реальная погрешность измерений газа составила ±3.8%. Знание газонасыщенности важно для обеспечения минимума удельного расхода электроэнергии (УРЭ). Нами по литературным данным составлена зависимость УРЭ от газового фактора О (содержание газа У0) на рис.3.8. Видно, что УРЭ снижается с увеличением О по формуле:

УРЭ = 155,3 - 0,7960 (3.14)

Рис. 3.8. Зависимость удельного расхода электроэнергии от газа О

Таким образом, по ур.(3.16) возможен контроль УРЭ по данным начальных амплитуд в кривой огибающей спин-эхо А0 и Ао.

3.1.4. Методика экспресс-контроля плотности нефти по временам спин-решеточной и спин-спиновой релаксации

По работам автора [92,96, 127]

Зависимости плотности рН нефтей от времен спин-решеточной релаксации Т1А (кривые 1а,1в) и спин-спиновой релаксации Т2А (кривые 2а, подтвержденные стандартными образцами от ВНИИМ им. Д.И.Менделеева с плотностями р = 780

3 3 3

кг/м , р = 860 кг/м и р = 1000 кг/м и абсолютной погрешностью ±0.2%. приведены на рис.3.9.

Рис.3.9. Зависимости плотности рН нефтей от времен релаксации Т1А (кривые 1а,1в) и Т2А (кривые 2а, 2в). Точки х - стандартные образцы.

Зависимости на рис.3.9, подтвержденные также измерениями в

стандартных образцах ГП ВНИИМ им. Д.И.Менделеева, после обратного

преобразования к измеряемой характеристике рН от ПМР-параметров описываются выражениями:

РН = К1- К (Т2А) - К3(Т2а)2 для рн = 700-900 кг/м3 (3.15)

3

рН = к4ехр[-к5(Т2А)] для рН = 900-1100 кг/м (3.16)

где к = 881.6 кг/м3, к2 =23.1 кг/с-м3, к3 = 204.9 кг/с2-м3, к4 =1054 кг/м3, к5=5.585с-1 зависят от нефти и месторождения. Ошибка экспресс-контроля рН равна Ар/рмах= ± 0.98 %.

Доверительная вероятность Рд измерений выбрана равной Рд = 0,95, что обычно делается при систематических измерениях, Новицкий [54]. Тогда величину абсолютной ошибки измерения Ар в соответствии с теорией ошибок измерений плотности по формулам ур.(3.15, 3.16) можно вычислить по формуле Ар = , где - коэффициент Стьюдента, п - число измеренных точек при

10-кратном накоплении. Согласно таблице коэффициентов Стьюдента, для Рд = 0,95 и числе точек измерений п » 10 величина = 2.1. Отсюда Ар = 2.1-15/3.2 = 9.84 или приведенная погрешность при максимальной плотности р » 1000 кг/м составит Ар/рмах = 9.8/1000 = 0.98 %. Это точнее, чем у промышленных плотномеров, например у плотномера ПЛОТ-3Б-1П, приведенная погрешность которого ОПП = 0.3(кг/м3)/(1010-630 кг/м3) = 1.3 %. При этом время ПМР-контроля р релаксометром ПМР-АгР2п составляет ?» 5-Тгп = 5-3-10 = 2.5 мин. по сравнению с 10-15 мин. в ПЛОТ-3Б-1П. Можно также оперативно по рН определять, например, молекулярную массу ММ [92].

3.1.5. Методика экспресс-контроля концентрации асфальтено-смол по временам спин-решеточной и спин-спиновой релаксации

По работам автора [96, 170]

На рис.3.10 представлены зависимости асфальтено-смол АС от Т1А и Т2А для нефтей Поволжья, Зап.Сибири.

Рис.3.10. Зависимости времен релаксации Т^ (кривая 1) и Т2А (кривая 2) от концентрации асфальтенов АС в нефтях Поволжья и Зап. Сибири [5].

2

Кривые 1 и 2 с коэффициентами корреляции Я = 0.99 и £ = 0.3 описаны:

АС(%) = - 3.76^(7^) + 25.8 (3.17)

АС(%) = - 2.761п(Г2а) + 14.6 (3.18)

Основная приведенная погрешность для измерентий АС составила ОПП = ± 1 %, время измерения 2 мин. Приборов для измерений АС не обнаружено.

Асфальтены формируют ядро структурных единиц (СЕ) в нефти. На рис.3.11 представлены зависимости минимальных расстояний /П1щ(нм), радиуса RCE (нм) СЕ и плотности от отношения смол к асфальтенам (С/А) в СЕ нефти.

5.4

5.2

5

4.8

4.6

4.4