CC BY
53
УДК 543.429
АНАЛИЗ МНОГОФАЗНЫХ ПОТОКОВ МЕТОДОМ ЯДЕРНОГО (ПРОТОННОГО) МАГНИТНОГО РЕЗОНАНСА (ПМР)
Катаев P.C., д-р техн. наук, профессор
ФГБОУ ВО «КГЭУ»
Контакты: kashaev2007(cbyandex.ru
Осуществление непрерывного контроля скеажинной жидкости (СКЖ) сочетая точность лабораторного анализа с постоянством работы поточных анализаторов - актуальная задача на современном этапе нефтедобычи для аппаратурной поддержки ГОСТ 8.615-2005. Её решение видится в замене сложной системы сепарации СКЖ на устройства измерения всего многофазного потока, требующего минимального технического обслуживания, и которым предусматривается контроль дебита скважин, концентрации воды, газового фактора и плотности нефти. Ни один из методов, кроме импульсного ядерного (протонного) магнитного резонанса (ЯМР) не обладает возможностями такого многопараметрического анализа в одной установке. Метод не требует подготовки пробы и является взрывобезопасным вследствие неконтактности и возможности расположения датчика на безопасном расстоянии от электронного блока и оператора. В работе рассмотрены конструкции автоматических проточных ЯК¡Р-анализаторов и методики экспресс-анализа.
Ключевые слова: контроль скважчтной жидкости, проточный ЯМР, конструкции ЯМР-анализаторов, методики экспресс-анализа.
1. Перспективы применения многофазных анализаторов
Десятилетиями нефтедобывающая промышленность стремилась разработать систему замера дебита и физико-химических свойств (ФХС) скважинных жидкостей (СКЖ) и топливных смесей, не разделяя их на фазы, не используя движущихся деталей [1].
При разработке месторождений нефти замеры дебитов нефти, газа и воды производят дважды в сутки - то, что добыто (оперативный учетСКЖ), и то, что продано/передано (коммерческий учёт сухой нефти). По ГОСТ 8.615-2005 измерения СКЖнеобхо-димы для расчёта налога. Но замеры нужны и для слежения за ве-
79
личиной запасов, управления работой установок, оптимизации разработки месторождения.
При смене собственника обычно требуется, чтобы замеры дебитов нефти или газа осуществлялись с точностью 0.35-0,5% [2]. Однако при многократном учёте одних и тех же партий нефти в системе трубопроводов погрешность может достигать 2-3%.
ФХС нефти определяются в лабораториях и эти данные обычно достоверны, но большая дискретность анализа не позволяют своевременно реагировать на изменения качества нефти. Особенно это проявляется при прохождении через узел учета малых партий нефти с разными свойствами от разных добывающих компаний. Поэтому возникает задача непрерывного контроля СКЖ и сырой нефти с помощью малой автоматики, сочетая высокую точность лабораторного анализа с постоянством работы поточных анализаторов.
Контроль СКЖ осуществлялся на групповых замерных установках типа «Спутник» посредством сепарации на фазы и замера дебита и качества фаз посредством опроса трубопроводов с ряда скважин. Основной задачей реконструкции узлов учёта является их оснащение автоматизированной системой измерения количества нефти (АСИКН).
Решение проблемы измерения добычи в устье скважины видится по опыту западных коллег в замене сложной системы сепарации СКЖ на устройства измерения всего многофазного потока (МФП), требующего минимального технического обслуживания. Их использование снижает капитальные вложения и затраты на эксплуатацию оборудования исключает сепараторы и уменьшает риски разливов нефти и минимизирует негативное воздействие на окружающую среду [3]. Эта технология МФП-измерения используется на буровых морских платформах и плавучих нефтеком-плексах, позволяя производить транспортировку смешанных нефтепродуктов и СКЖ по единому подводному трубопроводу вместо
80
нескольких [4]. Измерения МФП позволяют принимать оперативные решения, например, по выбору момента закрытия скважины с высоким содержанием воды [5]. Наибольшего развития МФП-измерения нашли в многофазных расходомерах (МФР).
Препятствия на пути использования МФ-измерений являются: консерватизм и нехватка квалифицированного персонала на новые технологии; цена (восприятие новой цены); большое количество существующих установок для сепарации нефти и газа. Для преодоления этих препятствий с 2012 г. в Техасском университете А&М разработан краткосрочный курс «Многофазные измерения», читаемый во всем мире. Высокая цена МФП-анализаторов (МФПА) компенсируется точностью и отказомот закупок расходомеров по каждой фазе, сепараторов, резервуаров. Стимулом их внедрения является также снижения расходов и возрастающий дефицит квалифицированного персонала.
В РФ определённые подвижки в использовании МФПА наметились с принятием ГОСТ 8.615-2005, с которым решено взять курс на практику развитых стран, где учёт извлекаемых углеводородов ведётся в основном со скважины. До этого достоверный учётвёлся лишь на узлах учёта товарной нефти при передаче в систему трубопроводов «Транснефть». Традиционная система измерений и учёта на скважинах не самоликвидируется и стратегия нефтяников - модернизация групповой замерной установки (ГЗУ) типа «Спутник [6]. Сдерживающим фактором для перехода на МФПА является капиталоемкость. Тем не менее, компании «Roxar» (Норвегия), «Agar» (США), «Weatherford» (Швейцария) теснят монополию уже давно обосновавшуюся «Schlumberger» на российском рынке, включающем 160 тыс. скважин. В таблице 1 приведены характеристики многофазных расходомеров.
ГОСТом 8.615-2005 при измерениях СКЖ предусматривается контроль не только дебита скважин, но и концентрации воды и нефти, газового фактора и плотности нефти. То есть, намечен по-
81
степенный переход на многофазный анализ ФХС, таких как компонентного состава, концентраций серы, парафина и асфальто-смолистых веществ, вязкости и дисперсного распределения капель воды в эмульсиях.
Таблица 1
Сравнительные технические характеристики МФР
Название МФПА(компания) Диапазон дебита (т/сут) Масса, кг Погрешность, %
Phase Tester (Schlumberge), 2003 г. До 2050 1700 -
03HAVx - Schlumberge, 2009 г. 150-6000 210/270/398 +2.5% (расход) +5% (об.расход газа
MPFM-2600 (Emerson/Rocksar), 2008г. - 110 +3% отн.
MPFM-50 (AgarCorporation, Inc. USA) 2009 г., частота 4 МГц Внесен в Госреестр №43523-09 Жидкости 1-160 м3/час Газа 14-24000 м-'/ч 200 +2% (по воде и нефти) +5% (по газу) Для среды: Вязк. 0.1-200 сП Плота. 700-1100
REMMS с сепарацией (Weath-erford), 2008г. 40-2400 2700-4500 ±2% (по воде и нефти) +5% погазу
Alpha-Vs/R/D (Weatherford), 2009 г. ИК 40-13000 200-1500 +2% (по воде и нефти) ±5% (по газу)
Ультрафлоу (Индустриальная компания, АПЗ) 2001 г. 20-400 50-1000 100-2000 80 100 120 +2.5% (расход сырой нефти) +5% (расход газа
Спутник-М с АСИКН (2006 г.) (СИБНА, Тюмень) Цена - 1.575 млн руб. 1-400 (жидк.) 40-20000 газ +2.5% (расход нефти), +5% (расход газа), +15% (содержание воды 5-10%), +6% (воды 10-95%)
МУР - расходомер многофазный универсальный (на перепаде давления в трубке Вази с обтекаемым телом) (Нефтест-ройкомплект, п. Октябрьский, Башкирия) (2008) 0.5-300 Расход: +1.0% (нефти), +8% (газа), Массовой доли воды: +1% (при 5-10% воды), +2.5% (1060% воды), +4.0% (60-100%); Массы нефти: +2.5% (5-50% воды), +7.5% (50-80% воды), ±15.0% (80-100%), ±8% газа
82
Ни один из методов, кроме импульсного ядерного (протонного) магнитного резонанса (ЯМР), не обладает такими возможностями многопараметрического анализа. Метод ЯМР не требует подготовки пробы, обладает многопараметричностью анализа, является взрыво-, пожаро-, радиационно и токсически безопасным вследствие своей неконтактности и возможности расположения датчика на безопасном расстоянии от электронного блока и оператора.
2. ЯМР-анализаторы многофазных потоков
Фирма Bruker (ФРГ) для измерения потоков жидкости с 1988 г. начала использовать лабораторный релаксометр ЯМР Minispec Рс в жидкостном хроматографе в сочетании с ЯМР-релаксометром [7]. Определялись изменения времён релаксации, которые при скоростях потоков 2.4 и 5 мл/мин меняются с Т\ = 3.4 с до Т\ = 1.0 с интенсивности ЯМР-сигналов, увеличивающиеся с ростом скорости потока.
В 1988 г. Всесоюзным научно-техническим обществом приборостроителей им. С.И. Вавилова был объявлен конкурс на «Создание высокоэффективных измерительных устройств МФП продукции нефтяных скважин без сепарации». По результатам НИР "Разработка и исследование метода определения воды в сырой нефти" (тема 7620 428610 Фа 15-3401) в НПО «Нефтепромавтоматика», где в 1985-1991 гг. автор статьи работал главным конструктором, им на конкурс был предложен проект «ЯМР-анализатора многофазных потоков без сепарации» Фа 1.550.015 ПЗ.
Сроки представления материалов на конкурс были перенесены, но наши материалы возвращены не были. Позже в Казанском научно-исследовательском институте радио-технологических измерений (КНИРТИ) начались разработки проточного ЯМР-анализатора, в точности повторяющие наш проект. Однако, изготовив конструкцию и использовав разработанный на заводе «Радиоприбор» контроллер, КНИРТИ не смог запустить проточный
83
анализатор в работу и был вынужден обратиться за помощью в «КБ Резонансных комплексов» (КБРК), созданное нами в 1990 г. для разработки и производству релаксометров ЯМР, которых с 1991 г. было изготовлено более 50-ти экземпляров, реализованных в ряде НГДУ и Вузов РФ и Украины, а также в EPR Research Group Иллинойского университета, США. В 1995 г. КБРК передало (по актам приёмки/передачи) электрические схемы передатчика, приемника и датчика ЯМР, конструкцию системы пробоотбо-ра, методику измерения и программное обеспечение. В 1996 г. были проведены метрологические испытания ЯМР-анализатора (фото), показавшие его соответствие ТУ.
Фото. Поточный ЯМР-анализатор скважинной жидкости
Первое сообщение о разработанном поточном ЯМР-анализаторе было сделано нами на XXVIII Ampere Congress, 1996 г., Canterbury, England [8]. При этом поточный ЯМР-анализатор скважинной жидкости использовал для измерения влажности методику [9].
84
Таблица 2
Сравнительные характеристики ЯМР-анализаторов
Название ЯМР-анализатора, (компания) Диапазон измер.: дебита (т/сут), воды, нефти, газа (%) Макс, давл Мпа Масс сумм, (к ' г) Погрешность (%отн.)
Недра КНИРТИ, Казань, год. эффект 2049 тыс. руб. 1-200 (дебит) 0-95 (вода) 0-100 (нефть) 0-250 (газ) 6.4 350 +2.0 ±4.0(вода) ±2.0 (нефть) +6.0 (газ)
Недра-40 (Радиоприбор, Казань), цена - 700 т.р. (2003 г) 1-200 (дебит) 0-95 (вода) 0-95 (нефть) 0-250 (газ) 6.4 350 +2.0 ±2.0,4.0(вода) ±2.0 (нефть) ±6.0 (газ)
Канал-Квант (Радиоприбор, Альметьевск), 2004 г. 0-60 (дебит) 0-100 (вода) 20.0 ±4 (дебит) ±5 (жидкость)
Струя (ВИТ, Москва) ЯМРАН-КОУН-30, сертификат 2007 г. 10-30000 (дебит) 0-100 (вода) 0-100 (нефть) 0-250 (газ) 4.0 4500 +2.5 +1.0 (вода) +1.0 (нефть) ±4.0 (газ)
ЯМР-КБРК Цена-3300 т.р. (2016 г.) 1-200 (дебит), 0-100 (вода, нефть), 0250 (газ) 700-1100 (плотность) 1.5-15 цм (дисперсн) 0.3-8 (сера) 20.0 120 +1.5 расход, ±2.0 вода, нефть ±5.0 газ ±3 (плотность) ±3 (дисперсн) ±3 сера, состав
ЯМР-МРТ (проект) Цена-9000 т.р. (2013 г.) 1-200 (дебит) 0-100 (вода) 0-100 (нефть) 0-250 (газ) 20.0 800 ±1.0 ±1.0, (вода) ±1.0 (нефть) ±5.0 (газ)
Ультрафлоу (Индустр. компания, АПЗ), Испытан во ВНИИР в 2012 г. 100-2000 (дебит) 10.0 120 ±2.5%(дебит) ±5% (газа)
Функциональное назначение ЯМР-анализатора, его параметры приведены в табл. 2, количественное определение расхода, концентрации воды, нефти и газа в СКЖ. Область применения -групповые замерные установки (ГЗУ), установки подготовки нефти, газа и воды, скважины. Температура среды +5-+50°С, давление
85
"i
0.1-6.4 Мпа, плотность среды - 700-1100 кг/м ', объёмная доля воды, нефти и газа 0-100. Пределы допускаемого значения основной приведённой погрешности: по воде - ±4. Режим работы - непрерывно-циклический, время однократного измерения - не более 3 минут. Выходной измерительный сигнал анализатора - 5-20 мА по ГОСТ 26.011-80. Связь с ЭВМ верхнего уровня -через интерфейс по ГОСТ 26.016-81. Длина линии связи с ЭВМ- А,/4 (около 15 м). Уровень взрывозащиты - «взрывонепроницаемая оболочка» с кварцевым заполнением Exq.
Фирма SchlumbergeTechnology B.V. (NL) в РФ подала заявку на патент [10]. По предлагаемому способу «индуцируют в пробе флюида статическое магнитное поле, прикладывают к пробе флюида осциллирующее магнитное поле с последовательностью импульсов предварительной подготовки, ... для создания J-модуляции на гетероядерном взаимодействии между протоном и углеродом». В 2012 г. опубликован патент SchlumbergeTechnologyB.V.(NL) на изобретение [11], относящееся к устройству и способам каротажа пласта и текущей среды пластов. Устройства ЯМР регистрируют количества текущей среды и изменения в фазах углеводородов, то есть фирма Schlumberge Technology B.V. (NL) сконцентрировалась на анализе нефтеносных пластов.
В 2004 г. был опубликован патент Валиева и др. №40496 U1 [12]. Устройство содержит магнитную систему из двух постоянных магнитов, собранных из отдельных элементов и датчики, обеспечивающие поляризацию и анализпо сдвигу фаз и изменению амплитуды сигнала. Конфигурации трубочек в зазоре поляризующей части магнита аналогичны таковым в книге А.И. Жернового, Г.Д. Латышева [13]. Изготовлен программно-аппаратный комплекс «Канал-квант».Аппаратная часть анализатора оставляет желать лучшего, поскольку по точкам огибающей сигнала можно провести не одну прямую. Анализ сигнала с помощью программ-
86
ного обеспечения позволяет, по словам авторов, судить о расходе и составе многофазного потока с точностью, приведённой в статье [14] (см. табл.2): 5р= ± 4% для объёмного расхода жидкости на скважине в диапазоне 0-60 м7сут. ибв = ± 5% для концентрации воды. Но погрешность по расходу выше, чем в весоизмерительной установке на ГЗУ «Спутник-М», у которой 5в = ± 2.5%.
В 2008 г. нами получен патент [15] на ЯМРА второго поколения, представленный на рис. 1.
С целью повышения диапазона измерения расхода и представительности пробоотбора в основу конструкции новой системы заложено устройство, отличающееся тем, что измерительная часть трубы (встраиваемая в магистральный трубопровод), имеет коническое расширение, а пробоотбор в датчик релаксометр ЯМР осуществляется патрубком с возможностью перемещения по сечению конуса.
Принцип пробоотбора основан на уравнении Бернулли, по которому при неразрывности потока изменения давление жидкости Р¡в разных сечениях трубы Si при скоростях V; описывается уравнением:
Pi /pg+ Vi2/2g = const, (1)
вследствие того, что расход Ох постоянен: (Oi= -S^v; = const), давления Pi и Р2 в разных сечениях трубы^! и S2 будут связаны уравнением:
Pi/p + const/Si2= Р2/р + const/^22 (2)
87
Рис. 1. Система иробоотбора и принципиальная электрическая схема ЯМР-анализатора
Поток жидкости, попадая в расширение трубы, снижает скорость V и увеличивает давление Р в степени, пропорциональной В результате происходит интенсивная турбулизация смеси,
88
которая гомогенизируется и через входной патрубок поступает со скоростью V;, (определяемой положением патрубка) в датчик магнита ЯМР-анализатора и выходит через выходной патрубок, который может быть установлен в любом положении трубы. В результате, скорость потока будет определяться разницей давлений (Р тах в сечении £тахий.
При расположении патрубка в сечении на уровне магистральной трубы разница давлений будет минимальна независимо от скорости и давления в магистральной трубе и скорость движения потока через датчик ЯМР будет также минимальной, что необходимо для измерения ЯМР-параметров (влажности, концентрации нефти, газа, дисперсности, вязкости, плотности и др.) как бы «в остановленном потоке». Тем самым отпадает необходимость реальной остановки потока. Конструктивно это означает отказ от вентилей и задвижек, требующих взрывозащиты и имеющих ограниченный ресурс работы.
Для измерения расхода входной патрубок располагается в таком положении сечения расширения трубы, которое обеспечивает диапазон скоростей потока, для которого нами была получена зависимость значений скорости релаксации (Тгэфф)"1 = (Т20)'1 + (т)"1, (где Ггэфф - измеряемое время релаксации потока, Гг0- время релаксации неподвижной жидкости, т - время пребывания жидкости в объеме катушки датчика) от скорости потока ¥(м/с) или расхода СКл/час), представленная для 25%-й и 90%-й эмульсий и чистой воды на рис. 2. Значения V и О определяют по формулам:
где К = Ид - коэффициент редукции,и площади сечений трубки датчика ЯМР и трубы (на уровне положения патрубка в коническом расширении измерительной трубы), Хс-коэффициент
V = Кс8[{Т2оу1 + {ту'уКЗк 0=КС8[(Т2 ОУ1 + (ТУ1]
(3)
(4)
89
в зависимости Од= -Кс^дС^гэфф)"1, зависящий от состава. Расход (^(несоответственно скорости Уг) отдельных компонент жидкости определяют по формуле:
0/ = 0-Л
(5)
где Р{ - концентрация /-й компоненты смеси, определяемой из огибающих эхо в методике КПМГ, показанной на рис. 3.
Т2Л(-1) и А от скорости потока У(м/с) для эмульсии
А*402410~:-2«10+г20 В-г-С.999 5-053
« 90 . воды/нефти
тг»(-1) - ?ш7а«2 ♦ вмоа - 47 л
пи - л ппп* « .ПН 26 >|ВОДЫ/Н*фТН
* Т2-1 = -186640,4 +9520+71.6 (1*2-0.9« 5-0.72
А.1Жюоаи"г гптя-гт ч'2-озэ;- 5»6.®
0.1
0.2
0.5
0.6
0.7
0.8
0.3 0.4
Щл/с)
Рис. 2. Зависимости (Т^эфф)"1 = (Тто)"1 + (т)"1 от скорости V и расхода (3
В 2011 Г. был опубликован Патент РФ №2427828 [16], сущность изобретения заключается в измерении скорости потока по сигналу ЯМР в условиях градиента магнитного поля вдоль потока и последующего преобразования сигнала в частотный спектр, осуществляемого возбуждением ядер только в объёме слоя поперёк сечения потока и характеризующегося малой толщиной по сравнению с толщиной рабочей зоны приёмной катушки. Прототипом для данного способа является Патент ИБ №6046587 [17]. Новым впатенте является также то, что по экстраполированным
90
на нулевое время значениям амплитуд определяются относительные доли компонент и фаз флюида с определёнными для них значениями скоростей.Но этот пункт является повторением пункта нашего патента №74710 (уравнение 5).
I **
Рис. За. Конструкция ЯМР-анализатора третьего поколения по [18: 19] (вид сбоку)
Г N
\ V
(£1
V.
I)
Рис.36. Конструкция ЯМР-анализатора третьего поколения по [18; 19] (вид сверху)
91
Недостатками нашего ЯМР-анализатора второго поколения [15] являлись: вероятность расслоения фаз в горизонтально расположенном расширении измерительного конуса, возможность забивания патрубка асфальтено-смолистыми агрегатами и примесями, недостаточная турбулизация потока, недостаточная автоматизация процесса.
С целью устранения указанных недостатков и повышения представительности пробоотбора нами были предложены патенты на способ и устройство ЯМР-анализатора третьего поколения [18] и [19] с устройством, представленным на рис.За и 36 (вид сбоку и сверху).
Расширение 4 измерительнойтрубы 1 располагается вертикально, что устраняет возможность расслоения и влияния на измерение неполного заполнения трубки 6, ведущей в датчик ЯМР. Перед входом в расширитель располагается сетка 3, защищающая отасфальте-но-смолистых включениями и механических примесей. Для интенсификации гомогенизации потока по периметру расширителя располагаются зубчатые кольца 18. Перемещение патрубка 7 и значение ^определяется контроллером 23 Atmega 851 8Ь по его положению, отсчитываемому по числу импульсов с обтюратора 24. В последнем случае перемещение патрубка 7 осуществляется электродвигателем 25, приводящим в движение шестеренку 26, перемещающую 7 зубчатой линейкой 27, жестко связанной с патрубком. Задание параметров перемещения осуществляется с окна интерфейса. Макет ЯМР-анализатора реализован в трубке 030 мм в зазоре магнита ре-лаксометра ПМР по [20] на резонансной частоте 9,2 МГц.
Приведем описания некоторых методик измерения ФХП в СКЖ. Определение концентрации воды осуществляется измерением времен спин-спиновой релаксации Ггв, ?2Н и Т2* по начальным участкам огибающих эхо, включающим все экспоненциальные компоненты фаз. Влажность определяется по формуле:
92
w = Т2в(Т2 Т2н) 100% п2 * (Г2в - Г2н) (6)
Число 180-х импульсов Nb методике КПМГ выбирается из формулы;
N=k 3p-k4 (7)
где рн - плотность нефти в кг/м , кЗ = 0,34,M = 284.
При измерениях малых концентраций воды и нефти (сигнал от которых имеет амплитуду на уровне шумов или пропадает в области парализации приемника) добавление определенного количеств измеряемого компонента облегчает разделение огибающей сигналов спин-эхо на экспоненты, а эффективное время релаксации более точное вследствие меньшего значения шума.
Концентрацию нефти О определяется по формуле 0=\00-W или в случае больших обводнённостей СКЖ (малых концентрациях нефти):
о = (Т2ВТт - Т2*Тт - 0*Т2ВТ2*)/Т2*(Т2В - Тш) 100%, (8)
где О* - доля добавленной нефти.
Измерение дисперсного распределения капель воды в
эмульсии
Интегральные параметры дисперсности Dca, Апах и г^2 = £>3/2/2 могут быть определены импульсным ЯМР с коэффициентами корреляции R' = 0,95 из аппроксимирующих уровней, в частности для Dca'.
Z)ca=0, 16 • ехр(2,85 • Тх А); £>maxi=0,32 ■■ ехр( 1,3 7 • ТХА)\гъп = = 2,40-(Г1А)4-27 (9)
93
Объёмное содержание газа ГаЯМР определяется по формуле:
1ЪЯМР= (А0-Ас)/Ао (10)
где А о, А о - начальные амплитуды при полном заполнении датчика сырой нефтью и частичном заполнении его газом. Погрешность измерений в стационарных условиях не более 1,4%, а на потоке 4,85%.
ЯМР-анализатор [18; 19] позволяет также в остановленном потоке определять: концентрацию серы, вязкость, состав нефти и другие ФХС по методикам, описанным в [20].
Таким образом, способ и устройство по нашим патентам № 2519496 С1 и № 2544360 обладает следующими преимуществами:
1) магистральная труба может быть любого диаметра, т.е. верхний диапазон измерений расхода практически неограничен, а нижний соответствует О = 0;
2) в устройстве пробоотбора осуществляется существенная гомогенизация СКЖ без гомогенизаторов, создающих сопротивление потоку;
3) подача пробы в датчик ЯМР-анализатора производится перепадом давлений, регулируемых положением патрубка в расширителе, при этом не требуются насосы и задвижки, можно «остановить» поток в датчике ЯМР;
4) расход в трубе осуществляется предварительным определением влажности ¡V, выбора из базы данных ЭВМ зависимости скорости релаксации от потока, соответствующей данной ¡V, измерением эффективного времени релаксации, которые могут быть измерены с большей точностью, чем фаза и амплитуда сигнала и определения скорости потока по скорости релаксации;
5) расход в трубе можно осуществлять выбором положения патрубка, соответствующего значениям максимальной крутизны скорости релаксации;
94
6) возможно сканирование скорости потока по сечению трубы перемещением патрубка;
7) возможно измерение ФХП жидкости в «остановленном» потоке.
Источники
1. Тоски Э., Ханссен Б.В., Смит Д. Schlumberger, 3 Phase Measurements, Берген, Норвегия, Б. Теувени, Schlumberger, Кембридж, Великобритания. Эволюция измерений многофазных потоков и их влияние на управление эксплуатацией. Информационный-ресурс Oil capital.ru. 2003 г. www.oilcapital.ru/ edition/technik/ archives/...
2. Поздняков А., Карандин В. Точность лишней не бывает. Нефтегазоваявертикаль. №5. 2003 г.
3. Scott S.L. The American Oil&Gas Reporter, 2001. pp. 68-73; Scott S.L., Pumps & Systems Magazine, Randall Publishing, 2002.
4. Devegowda D, Scott S.L., SPE Annual Technical Meeting&Exhibition, Denver, 2003; SPEJ.Of Petroleum Tech.2004, pp.56-57.
5. Mehtizadeh P, Ghaempanah В., ScottS.L., SPEATCE, San Antonio, 2006.
6. www.kipinfo.ru.
7. Albert K., Bayer E. High performance liquid chromatography-nuclear magnetic resonance on-line coupling // Trends in analytical chemistry. 1988. 7, #8 (1988) 288-292.
8. Kashaev R.S., Tenmikov A.N., Idiatullin Z.Sh., Charitonov M.V., Farachov T.I. NMR-Analyser for Automatic Control of Physical-Chemical Parameters of Crude Oil and Bitu-men//Extended Abstracts "Magnetic Resonance & Related Phenomena", XXVIII Ampere Congress, 1996 , Canterbury, England, p.295-296.
9. Катаев P.С., Темников A.H., Идиатуллин З.Ш. Способ измерения влажности нефти и нефтепродуктов. Бюллетень изобретений РФ. 1997, №28. Заявка на патент № 95117256/25, 10.12.1995.
10. №2004118829G0iF5/00oT 22.06.2004 «Устройство и способы измерения ЯМР с корректировкой по спин-спиновому взаимодействию» авторов Ганесан Кришнамуртхи (US), Сун И-Цзяо (US) и Ань Ли (US)
11. Патент РФ №2457326 G01V3/32, G01R33/44«Инструмент и способ определения параметра пласта» авторов Айан Косан (TR), Кучук Ф.Д. (FR), Рамакришнан Т.С. (US), Невилл Т.Дж. (US), Рамамуртхи P. (IN), Карнеги Э. (MY).
12. Патент №40496 U1 от 10.09.2004 г. на «Устройство для измерения состава и расхода многокомпонентной жидкости на основе ЯМР» авторов Валиев Р.Ф., Харисов А.Г., Садыков И.П., Шмелев А.А., патентообладатель ОАО «Альметьевский з-д «Радиоприбор».
13. Жерновой А.П., Латышев Г.Д. Ядерный магнитный резонанс в проточной жидкости. Атомиздат. 1964 С. 25, 26.
95
14. Одиванов В., Курбанов Р., Садыков И, Харисов А. Программно-аппаратный комплекс «Канал-квант» для измерения состава и расхода жидкости, добываемой из нефтяных скважин // СТА 2/2006, С. 44-48
15. патент РФ №74710 от 10.07.2008 г. «Устройство для измерения состава и расхода многокомпонентных жидкостей методом ЯМР» авторов Катаев Р.С. (RU), Темников А.Н. (RU), Идиятуллин З.Ш. (RU), Даутов И.P. (RU), патентообладатель ООО «Идея-Резонанс» (RU).
16. Патент РФ №2427828 CIG01N24/08 Способ измерения скорости потока многофазного флюида при помощи регистрации сигнала ЯМР и устройство для его осуществления авторов Ягудин Ш.Г., Харитонов P.P., Скирда В.Д., Тагиров М.С., Шкаликов Н.В., Попов В.П., Ибрагимов А.А.
17. Патент US №6046587. 04.04.2000.
18. Катаев Р.С., Темников А.Н., Идиятуллин З.Ш. Патент РФ № 2519496 С1 «Способ оперативного контроля качества нефти и нефтепродуктов» от 24.12.2012. Опубл. 10.06.2014. Бюлл. №16.
19Кашаев Р.С., Темников А.Н., Идиятуллин З.Ш. Патент РФ № 2544360. Устройство для измерения состава и расхода многокомпонентных жидкостей методом ядерного магнитного резонанса. Опубл. 20.03.2015. Бюлл. № 8.
20. Патент РФ №67719 от 25.06. 2007 г. авт. Идиятуллин З.Ш., Катаев Р.С., Темников А.Н.
ANALYSIS OF MULTI PHASE FLOWS BY METHOD OF NUCLEAR (PROTON)
MAGNETIC RESONANCE Kashaev RS.
Realization of the continuous control of the drill-hole liquid (DHL) combining accuracy of laboratory analysis with constancy work of on-line flow analyzers - actual task of the modern stage of oil-mining for apparature support of standard ГОСТ 8.615-2005. Its solution is seen in displacement of the complex system of separation on the devices of the measurement of the whole multiphase flow, which need minimal technical sen'ice and which provide control of outlay of oil, water concentration in DHL, gas factor and oil density. Among all methods no one, except nuclear) proton) magnetic resonance (NMR) possess such opportunities of multi parametric analysis in one device. Method does not need sample preparation and explosive safe due to that it is noncontact and has a possibility to locate probe head at the safe distance from electronic block and operator. In the work considered constructions of automated on-line flow NMR-analvzers and methods of express-analysis. Keywords: control of the drill-hole liquid, on-line flow NMR, constructions of on-line flow NMR-analvzers, methods of express-analysis.
Дата поступления 05.08.2016.
96
