В ТюмГУ разрабатывают БИК-метод определения влагосодержания водонефтегазового потока

В ТюмГУ разрабатывают БИК-метод определения влагосодержания водонефтегазового потока

Инновации 27 Февраля 2017

Перспективный метод определения обводненности водонефтяного потока на основе оптического способа измерения с использованием БИК-спектрометрии (ближней инфракрасной) протестировали ученые ТюмГУ.

Физикам удалось получить спектры пропускания водонефтяных эмульсий с долями воды 0.05, 0.1, 0.2, 0.3 и 0.4. Результаты экспериментальных данных оказались схожи с расчетными. «Это свидетельствует о правильности подхода в предлагаемом методе и возможности применения БИК-излучения для определения влагосодержания для реальных водонефтяных эмульсий», – пояснил один из исследователей доцент кафедры механики многофазных систем ТюмГУ Борис Григорьев.

Лабораторные исследования специалисты проводили на двулучевом БИК-спектрометре, где в канал сравнения устанавливалась пустая кювета, а в измерительный канал – кювета с исследуемым образцом. В качестве исследуемых образцов использовали водонефтяные эмульсии с различным влагосодержанием. Исследуемые водонефтяные эмульсии разного состава были получены путем механического перемешивания объемных долей нефти и воды в соответствующих соотношениях. Частота оборотов миксера подбиралась таким образом, чтобы, с одной стороны, добиться равномерно перемешанной эмульсии, а с другой – добиться наименьшего эффекта рассеяния сканирующего излучения. Ввиду достаточного сильного эффекта рассеяния длина оптического пути была подобрана в 0.2 мм. Измерения осуществлялись в режиме сканирования в диапазоне длин волн от 1000 до 2000 нм с шагом 1 нм.

Отметим, что цифры применяемых в настоящее время поточных датчиков измерения обводненности продукции не всегда достоверны. Это связано с тем, что из скважины добывается не однородная водонефтяная смесь, а многофазная водонефтегазовая эмульсия с содержанием в ней механических примесей от 10 до 300 мг/литр. На точность измерения имеющихся методов влияют парафиновые отложения, соленость пластовой воды, тип эмульсии, степень гомогенности измеряемого водонефтегазового потока. А СВЧ-влагомеры, лишенные большинства перечисленных недостатков, имеют высокую стоимость.

«Исследуемая ближняя область ИК-спектра обладает наибольшей проникающей способностью по сравнению со средней и дальней областями ИК-излучения, – сообщил аспирант кафедры механики многофазных систем Евгений Зайцев. – Это позволяет использовать удобную для измерения толщину просвечиваемого слоя (порядка нескольких мм). Также ближняя область ИК-спектра обладает необходимым условием для определения доли воды в водонефтяной эмульсии – наличие таких длин волн, для которых оптическая плотность нефти и воды существенно отличаются».

Применение поточных датчиков, позволяющих точно определять содержание воды в добываемой многофазной неоднородной среде со значительным содержанием газа и механических примесей, позволит более оперативно реагировать на изменение параметров работы скважин, уверены физики. 

Результаты исследования опубликованы в издании Общества инженеров нефтегазовой промышленности (SPE, база Scopus).


Источник:

Управление стратегических коммуникаций ТюмГУ

Рубрики
Поделиться
Декабрь 2018
ПН ВТ СР ЧТ ПТ СБ ВС
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

рубрики новостей

Показать / скрыть все рубрики