Свежие записи
28 августа 2019

Автор: ВикторРаздел: Атомно-силовая микроскопия

12 августа 2019

Автор: ВикторРаздел: Рамановская спектроскопия (спектроскопия комбинационного рассеяния)

05 июня 2019

Автор: ВикторРаздел: Атомно-силовая микроскопия

Подписка на новые статьи


Нажимая кнопку «Подписаться», вы принимаете условия «Соглашения на обработку персональных данных».

Применение ядерного магнитного резонанса для анализа многофазного потока в нефте- и газодобывающей сферах

Автор: ВикторРаздел: Спектроскопия
Анализ поступающего многофазного потока в нефтегазовой промышленности
ИЮЛ222019

Введение

Анализ поступающего многофазного потока в нефтегазовой промышленности известен широким спектром технологических особенностей и условий, с которыми можно столкнуться на различных этапах производства. Чтобы иметь возможность проводить многофазные измерения по скорости потока в сложных технологических условиях, был разработан многофазный расходомер, использующий технологию ядерного магнитного резонанса (ЯМР). В данной статье представлены примеры применений ЯМР спектрометров компании Spinlock для такого анализа в различных направлениях данной отрасли.

ЯМР спектроскопия представляет собой спектроскопический метод на основе ядерного магнитного резонанса (резонансное поглощение/излучения электромагнитной энергии веществом с ненулевым спином), что позволяет выявлять информацию о молекулярном строении химических веществ.

В нефтегазовой промышленности данный метод нашел свое применение, поскольку может использовать фундаментальное свойство атомов водорода: их магнитный момент, что фактически позволяет «подсчитывать» данные атомы. И поскольку нефть, газ и вода содержат атомы водорода, то анализ такого многофазного потока представляется возможным с помощью ЯМР спектроскопии [1].

Для этой цели жидкостный поток намагничивается, проходя через магнит ЯМР спектрометра, а затем возбуждается радиочастотными эхо-импульсами. В результате атомы водорода реагируют на данные импульсы и посылают обратные эхо-сигналы, которые и регистрируются. Амплитуда этих эхо-сигналов и скорость, с которой они затухают, используются для расчета скоростей нефти, газа и воды в многофазовом потоке. Различия в свойствах магнитного резонанса позволяют проводить различия между нефтью, газом и водой [2, 3].

ЯМР при высокой обводнённости продукции

В течение жизненного цикла нефтяных скважин обычно наблюдается, что их обводнённость увеличивается со временем. Этому феномену могут способствовать различные механизмы, например, вытеснение воды из водоносной зоны и вторичное извлечение путем заполнения водой. По мере увеличения обводнённости количество добываемой чистой нефти уменьшается, и, как следствие, рентабельность скважины уменьшается. Особенно, когда применяются дорогостоящие методы повышения нефтеотдачи, очевидно, что для определения того, является ли скважина по-прежнему экономически жизнеспособной, необходимы точные данные о количестве добытой чистой нефти.

Контраст во времени продольной релаксации между нефтью и водой используется ЯМР спектрометром для определения водожидкостного фактора [2]. Накопленная намагниченность и, следовательно, магнитно-резонансный сигнал отличаются для воды и нефти. При большом обводнении эта разница становится более выраженной, что приводит к повышению точности анализа.

Инверсия фазы эмульсий

Отдельным аспектом применения многофазных расходомеров является особенность его процесса работы при наличие инверсии фаз эмульсий. С увеличением обводнённости водонефтяные смеси превращаются из эмульсий типа «вода-в-нефти» в эмульсии типа «нефть-в-воде». Данное изменение морфологии эмульсии оказывает существенное влияние на проводимость и диэлектрическую проницаемость смеси. Точную обводнённость, при которой происходит инверсия, предсказать сложно и она зависит от различных параметров. Обычно для нефти с низкой и средней вязкостью инверсия фазы происходит при обводнённости от 20% до 40%. Можно с уверенностью утверждать, что для большинства нефтяных скважин в течение срока их службы будет иметь место инверсия фазы.

Для демонстрации производительности многофазного расходомера на магнитном резонансе во время инверсии фазы, был проведен ряд тестовых измерений на независимых установках. Тестовые образцы были разбиты на испытательные матрицы: для объемных долей газа в диапазоне от 20% до 50% водожидкостный фактор варьировался от 15% до 95%. Особое внимание было уделено диапазону фактора 20 – 40%, в котором соотношение изменялось вверх и вниз. Чтобы проверить влияние инверсии фаз на расходомер, контролировались показания определения чистой нефти: в результате было показано, что точность определения показаний не была затронута в тестируемом диапазоне водожидкостного фактора.

Тот факт, что многофазный расходомер на магнитном резонансе не подвержен влиянию инверсии фаз эмульсий соответствует ожидаемому поведению, основанному на теоретической физике. Свойства жидкостей, которые анализируются с помощью ЯМР спектрометра (время релаксации и водородный индекс), связаны именно с молекулярными свойствами веществ и не зависят от морфологического состояния контролируемой смеси.

Нефть высокой вязкости

Поскольку стоимость добычи тяжелой нефти выше, чем обычной нефти, потребность в точных измерениях многофазного потока для оптимизации разработки скважины становится еще более очевидной. Однако при измерении многофазных потоков тяжелой нефти существует ряд проблем. Проблемы, в основном, связаны с тенденцией к образованию эмульсий и сложным составом тяжелой нефти. В тоже время, многофазные расходомеры на магнитной резонансе могут быть выполнены по полнопроходной конструкции, а также используют принципиально иной способ измерения на молекулярном уровне, что позволяет использовать их для анализа тяжелой нефти.

Был проведен ряд тестовых измерений для демонстрации производительности многофазного расходомера при анализе нефти высокой вязкости [4]. Для смесей нефть/вода/газ с вязкостью нефти от 190 сСт до 2200 сСт (сантистокс), водожидкостный фактор варьировался от 0% до 40%, а объемная доля газа от 23% до 90%. Точность, достигнутая в объемном расходе, была лучше, чем 5% от среднего значения для расхода жидкости, лучше, чем 10% от среднего значения для расхода газа и лучше, чем 1% от абсолютного значения для водожидкостного фактора. Это показывает, что магнитный резонанс действительно является подходящим принципом измерения для анализа многофазного потока нефти высокой вязкости.

Измерение многофазного потока для вычисления обводнённости продукции

Технология ядерного магнитного резонанса (ЯМР) позиционируется как высококачественный и передовой метод для тяжело решаемых на сегодняшний день задач онлайн контроля объема, скорости и процентного соотношения фракций нефти, газа и воды в общем потоке добываемой и транспортируемой продукции без необходимости их разделения друг от друга. Второй особенностью данного метода является возможность получения данных в режиме реального времени без прерывания и нарушения производственных процессов. Таким образом, ЯМР технология позволяет проводить измерение многофазного потока для вычисления обводнённости продукции как на этапах разработки нефтяных и газовых месторождений (поступающее сырье / «upstream»), так и на стадии их переработки и транспортировки (отправляемое сырье / «downstream»).

Основными преимуществами данного метода является его пригодность для решения наиболее актуальных на сегодняшний день проблем в данной сфере:

  • Полный неразрушающий онлайн контроль многофазного потока: решает проблему разделения компонентов для измерения, отбора проб или их отправку на промежуточные пункты хранения для измерения различных составляющих фракций в жидкости
  • Экологически чистая технология: большинство существующих измерителей используют метод поглощения гамма-излучения для идентификации жидкостей. Однако, использование радиоактивных компонентов для анализа крайне нежелательно в данной сфере, поэтому технология магнитного резонанса имеет преимущество, так как рассматривается как безвредное технологическое решение
  • Независимость измерений от перепада давления: квадратичная зависимость при измерении расхода ограничивает рабочий диапазон стандартных расходомеров. Преимуществом магнитного резонанса является отсутствие необходимости сбора данных о перепаде давления жидкости
  • Точность при высокой обводненности продукции: при высоком значении водожидкостного фактора погрешность измерения чистой добытой нефти увеличивается экспоненциально. Для определенных применений, особенно на давно разрабатываемых скважинах при повторной добыче, существует необходимость снижения частоты ошибок и повышения точности

Анализ нефтесодержащих пород

Магнитный резонанс традиционно использовался для измерения петрофизических свойств горных пород, отбираемых боковым грунтоносом. Благодаря усовершенствованной технологии анализа методом ЯМР с разрешением по времени (TD-NMR) стало возможным проведение исследований месторождений и материнских пород. В частности теперь доступно измерение параметров отсечки T1, T2 времени продольной релаксации ЯМР для определения накопленной, общей и эффективной пористости, смачиваемости и проницаемости, профиля распределения пор по размерам и т.п.

Также стало возможным измерение пористости нетрадиционных месторождений (сланцевые нефть и газ). Обычно сложность анализа таких сланцевых пород для получения критической информация об их петрофизических свойствах обоснована очень малыми размерами пор таких пород. Поэтому для их анализа требуется оборудование с коротким временем простоя между измерениями, а также спектрометр с быстрым временем восстановления, который позволяет регистрировать короткие эхо-сигналы. Именно таким оборудованием стали ЯМР спектрометры серии SLK PM компании Spinlock, основным преимуществом которых является наличие аппаратного модуля, позволяющего проводить измерения со сверхнизкой задержкой эхо-импульса < 60 мкс.

При работе с вышеописанными приложениями также предъявляются особые требования к измерительному программному обеспечению. Для измерения петрофизических свойств нефтесодержащих пород должен быть проведен ряд экспериментов для определения интересующих параметров. Необходимо гарантировать, что параметры отсечки T1, T2 времени продольной релаксации и параметры корреляции T1-D и T2-D времени релаксации сырой нефти могут быть вычислены путем проведения соответствующих тестов, а полученные данные могут быть обработаны в виде двумерной карты с помощью мультиэкспоненциальной инверсии. Именно поэтому компанией Spinlock был разработан специальный LITE 2D-ILT плагин для обработки по карте данных T1-T2 с помощью двумерного обратного преобразования Лапласа.

Анализ получаемого топлива

На сегодняшний день использование технологии импульсного магнитного резонанса стандартизировано в качестве официального метода определения водорода в топливе: ASTM D7171-05 – Измерение содержания водорода в средних дистиллятах нефтепродуктов с помощью импульсной спектроскопии ядерного магнитного резонанса низкого разрешения. Данное приложение включает в себя измерения, основанные на международных стандартах, регулирующих все процедуры измерения и контроля, а также учитывает методологии, разрабатываемые компанией Spinlock, которые ранее не применялись в данной сфере.

Контроль содержания парафинов

В пластовых условиях, при высоком давлении и температуре, фрагменты парафина и газа растворяются в нефти в условиях низкого термодинамического равновесия. Однако условия такого равновесия изменяются на стадии добычи нефти. В частности, происходит резкое снижение давления и температуры. Во время такого процесса происходит быстрая кристаллизация, начиная с компонентов с более высокой молекулярной массой, а именно парафинов.

Удаление отложения парафинов из эксплуатационных насосно-компрессорных труб обычно наносит ущерб окружающей среде. В результате экономически эффективным решением является внедрение средств, позволяющих избежать отложений парафинов в трубах путем их контроля, нежели сама очистка труб от загрязнений.

Инструменты для контроля отложений парафина на основе магнитных сред отвечают условиям экологической безопасности, но их использование должно надлежащим образом контролироваться в соответствии реологией скважинной продукции. Однородное магнитное поле, перпендикулярное направлению потока, взаимодействует с магнитными моментами ароматических колец, направляя большие молекулы воска в направлении потока нефти и избегая их осаждения из-за увеличения локальной вязкости вокруг затравочного кристалла парафина.

Магнитное поле на молекулах нефти в основном направляет молекулы парафина и в течение определенного периода уменьшает их вязкость, в то же время значительно увеличивая соотношение «напряжение сдвига / скорость сдвига». На диаграммах ниже представлены данные для случайных выборок при контроле потока нефти:контроль потока нефти

Эти диаграммы отображают точные зависимости между интенсивностью магнитного поля, временем воздействия пластовой температуры нефти на это магнитное поле, температурой нефти и снижением вязкости нефти. Другие факторы, такие как содержание соляных растворов и пластовых вод, также способствуют снижению отложений парафина. Исходя из предоставленных данных, можно сделать вывод, что в зависимости от типа многофазного потока и для каждого термодинамического состояния скважины должна быть разработана правильная система уменьшения осаждений.

Заключение

Благодаря разработке многофазных расходомеров магнитного резонанса компания Spinlock по всему миру считается одним из первопроходцев в данной области, имея при этом патенты от США на разработку первых утвержденных прототипов подобных расходомеров. На сегодняшний день, благодаря активной разработке технологий многофазного измерения, Spinlock является мировым лидером по производству оборудования, используемого в нефтегазовой промышленности.

Подробные характеристики ЯМР спектрометра для анализа нефтесодержащих пород SLK-1000-PM
Подробные характеристики ЯМР спектрометра для анализа нефтесодержащих пород SLK-2000-PM

Ссылки

  1. M. Appel, et al., Robust Multi-Phase Flow Measurement Using Magnetic Resonance Technology, Society of Petroleum Engineers, MEOS, Manama, Bahrain, 6-9 March, 2011.
  2. Jankees Hogendoorn, et al., Magnetic Resonance Technology, A New Concept for Multiphase Flow Measurement, 31st International North Sea Flow Measurement Workshop, Tоnsberg, Norway, 22-25 Oct., 2013.
  3. Jankees Hogendoorn, et al., Magnetic Resonance Multiphase Flowmeter: Gas Flow Measurement Principle and Wide Range Testing Results, 32nd International North Sea Flow Measurement Workshop, St. Andrews, Scotland, 21-24 Oct., 2014.
  4. Jankees Hogendoorn, et al., Application of the Magnetic Resonance Multiphase Flowmeter to Heavy Oil, 34th International North Sea Flow Measurement Workshop, St. Andrews, Scotland, 25-28 Oct., 2016.