СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ МАГНИТНО-ИНДИКАТОРНОГО ТРАССИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 2009 года по МПК E21B47/00 G01N24/08 

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, конкретно - к области информационно-аналитического контроля и оптимизации разработки залежей нефти на основе промыслово-геофизических исследований пластовых флюидов методикой/техникой ядерного магнитного резонанса (ЯМР).

Известны различные способы геофизических, гидродинамических и геохимических исследований фильтрации/движения нефти/воды в поровом пространстве, в особенности индикаторные, при разработке продуктивных пластов на основе заводнения [1-3].

Известен способ индикации движения пластовой воды с использованием меченой жидкости на водной основе и метящего вещества -тиомочевины/карбамида, которую закачивают через нагнетательную скважину в пласт и регистрируют поступившее в добывающие скважины ее количество/объем во времени; по этим данным оценивают фильтрационные характеристики заводненного пласта и строят его модель. Вместе с тем меченая жидкость на основе пластовой воды обладает физико-химическими свойствами, отличными от свойств движущейся по пласту нефти, а полученная таким образом информация характеризует в основном фазовую фильтрацию нагнетаемой воды. К практическим ограничениям такой меченой жидкости относятся сложность и невысокая точность ее химического анализа, значительное разбавление и сорбция горной породой при миграции по пласту [Авт. свид. СССР №646036].

Известен способ применения меченой жидкости на основе нефти и метящего вещества - трития. Наряду с известными достоинствами, использование радиоактивных изотопов трития при контроле за разработкой месторождений связано со значительными ограничениями, в том числе с изотопным обменом его атомов, распадом содержащих тритий веществ под действием собственного излучения и неконтролируемым изменением концентрации метящего вещества, особенно при повышенных давлениях и температурах. Биологическая и экологическая опасность соединений трития и большой период полураспада (12,3 года) ограничивают использование такой меченой жидкости [1-3].

Известна меченая жидкость на нефтяной основе с метящим веществом, содержащим для повышения ее стабильности при высокой температуре в пластовых условиях фторуглеродные соединения [Авт. свидетельство СССР №977720].

Наиболее близким аналогом к предлагаемому способу (прототипом) по методической сущности является способ определения емкостно-фильтрационных свойств горных пород на базе ядерного/протонного магнитного резонанса (ЯМР/ПМР), согласно которому последовательно измеряют амплитудные характеристики сигналов свободной индукции (ССИ) от водородо-(протоно-)содержащих жидкостей, сравнивают измеренные величины ССИ и оценивают количества/объемы этих жидкостей в образце горной породы, на основе чего определяют емкость/пористость последней [Авт. свид. СССР №601606].

Наиболее близким аналогом к предлагаемому устройству (прототипом) по технической сущности является устройство для определения пористости/водородосодержания горных пород на основе ЯМР/ПМР, включающее пробоотборник, блок измерения сигналов импульсного ЯМР и блок регистрации этих сигналов от водородосодержащих жидкостей различной природы (нефть, вода) [Авт. свид. СССР №1073654].

Цель настоящего изобретения - повышение информативности и эффективности контроля за разработкой нефтяного месторождения посредством магнитно-индикаторного трассирования (МИТ) и системных исследований фильтрации/движения полифазного флюида по пласту на основе методики/техники импульсного ЯМР.

Поставленная цель достигается тем, что меченую жидкость (МЖ), содержащую базовое вещество - пластовую нефть/воду и метящее вещество (MB) на основе магнитно-резонансных индикаторов-трассеров различного состава/назначения, закачивают в необходимом объеме через нагнетательную скважину в разрабатываемый, например, заводнением, пласт/объект. По мере последующего поступления МЖ в контрольные/ добывающие скважины отбирают наземные/поверхностные пробы пластовой продукции, которые анализируют на содержание MB посредством методики/техники ЯМР. При этом в качестве водорастворимых индикаторов-трассеров MB избирательно применяют неорганические соли различных металлов или/и водный раствор дейтерия, а в составе нефтерастворимых MB - органические соединения/комплексы, которые влияют на магнитно-резонансно-зависимые характеристики разнородных МЖ. Полученные таким образом данные о содержании MB в водной и нефтяной фазах этой продукции и его распределении во времени и пространстве эксплуатируемого пласта/объекта используют, совместно с промыслово-технологическими показателями, для систематического контроля и эффективного управления его разработкой.

Отличительными особенностями патентуемого изобретения служат:

а) одновременное использование МВ/МЖ с водными и нефтяными индикаторами-трассерами;

б) совместное применение нескольких метящих соединений с разными свойствами в нефтяном MB, органично связанных с различными углеводородными комплексами, например, легкими/подвижными и тяжелыми/вязкими;

в) синхронный анализ состава и свойств нефтяной МЖ и нефти, в целом, в процессе пластовой фильтрации.

Достижение этой цели на основе предлагаемого способа/устройства опирается на нижеследующие принципиальные положения.

1.В качестве ядерно-магнитно-резонансных индикаторов-трассеров (искусственных) в составе MB используют:

1.1. на водной основе (МВВ):

1.1.1. MB на базе водорастворимых неорганических образований, например, солей/окислов металлов переходной группы Периодической системы элементов, в том числе 2-х - и 3-х валентных (Cu, Mn, Ni и Fe, Cr, соответственно).

1.1.2. MB на базе водного раствора дейтерия.

1.2. На нефтяной основе (МВН):

1.2.1. MB на базе нефтерастворимых органических, например, фторуглеродистых соединений - производных бензола, толуола и тяжелых углеводородов, в том числе С₆H₅F, С₆H₄FNO₃, С₇Н₃FO₃, С₇Cl₃F₅.

1.2.2. MB на базе металлоорганических и парамагнитных комплексов, в том числе олигомеров, хелатов и стеаратов и других образований двухвалентных кобальта и марганца.

1.3. на водной и нефтяной основах (МВВН), которые базируются на водорастворимом дейтерии (по п.1.1.2) и нефтерастворимых органических, фторуглеродистых соединениях (по п.1.2.1), соответственно.

2. В качестве естественных протонно-магнитно-резонансных индикаторов фильтрации пластовой нефти используют природные группы углеводородных и других ее соединений, в том числе легкие/подвижные бензиновые и керосиновые фракции и тяжелые/вязкие асфальтено-смолистые вещества.

3. Используемые в составе водных и нефтяных MB соединения/комплексы индикаторов-трассеров термохимически инертны, стабильны во времени и не сорбируются горной породой, причем свойства меченой жидкости с MB на водной основе практически не отличаются от свойств пластовой воды, а скорость движения - от скорости ее фильтрации, тогда как свойства и скорость перемещения МЖ/МВ на нефтяной основе фактически совпадают со свойствами и подвижностью пластовой нефти.

4. Применяемые концентрации индикаторов-трассеров в составе МЖ в рабочем диапазоне обеспечивают необходимую точность их количественной регистрации методикой/техникой ЯМР/ПМР, а также удовлетворяют требованиям экологической безопасности и экономической рентабельности.

5. Одновременное использование МЖ с водо- и нефтерастворимыми индикаторами способствует синхронному проведению полифазного трассирования/прослеживания движения разнородных фаз пластового флюида в естественных условиях гетерогенной породы-коллектора.

6. Совместное применение нескольких МВН с различными свойствами, например, плотностными, реологическими, в составе МЖ на нефтяной основе обеспечивает мультииндикаторное трассирование фильтрации доминирующих составляющих пластовой нефти, в том числе легких и тяжелых ее составляющих.

7. Системное использование в нефтяных МЖ/МВ фторуглеродных индикаторов способствует, синхронно с магнитно-индикаторным трассированием движения пластовой нефти, систематическому анализу ее состава и свойств, в том числе посредством двухчастотной методики/техники импульсного ЯМР/ПМР.

8. Обоснованный выбор комплекса индикаторов-трассеров для магнитно-индикаторного трассирования на основе методики/техники ЯМР обусловлен промыслово-геологическими задачами, геотехническими условиями и режимом разработки нефтяной залежи/пласта.

9. Применение такой методики/техники при магнитно-индикаторном трассировании разрабатываемых нефтяных месторождений/залежей/пластов базируется на нижеследующих отличительных особенностях:

9.1. Между количеством/объемом водородо-/протоносодержащего вещества/жидкости и амплитудной характеристикой сигналов свободной индукции (ССИ) ЯМР/ПМР на резонансной частоте ядер водорода (₁H) - протонов, установлена прямая функциональная связь.

9.2. Аналогичная зависимость существует между объемом/количеством фторорганической жидкости и максимальной амплитудой ССИ, измеряемых методикой/техникой ЯМР/ФМР на резонансной частоте ядер фтора (₁₉F).

9.3. Важной прикладной особенностью импульсного ЯМР/ПМР служит высокая чувствительность к молекулярной и макроподвижности нефтей/вод, в том числе в поровом пространстве пласта-коллектора.

9.4. Установлена прямая зависимость скорости/времени протонной спин-решеточной/спин-спиновой релаксации (СРР/ССР) водного раствора ионов солей металлов, в том числе Cu, Mn и Fe от его молярности, магнитного момента и содержания ионов.

9.5. Между содержанием/концентрацией индикаторов в МВ/МЖ и временем их поступления на устье добывающей скважины, с одной стороны, структурой и составом породы и ее нефтеводонасыщенности, с другой, установлена функциональная связь/зависимость, на основе которой определяют гетерогенность пласта-коллектора и пластового флюида.

10. При практической реализации установленной зависимости амплитудной характеристики ССИ, например, от фторосодержания нефти в пластовой продукции, применяют градуировочно-аппаратную палетку (ГАП), а аналогичной зависимости скорости протонной ралаксации (ССР/СРР), например, от содержания неорганических солей переходных металлов в пластовой жидкости, - протонно-релаксационную палетку (ПРП), причем эти палетки получают предварительно по данным синхронных определений известных их содержаний в стандартных образцах воды/нефти и соответствующих измерений значений ЯМР характеристик.

11. Для измерения магнитно-резонансно-чувствительных ЯМР характеристик водонефтесодержащих жидкостей, в том числе пластовых и МЖ, при решении геолого-промысловых задач наиболее эффективно применение импульсной модификации ЯМР на резонансных частотах ядер водорода и фтора (ПМР/ФМР) в сильном магнитном поле, достаточно близких при радиотехнически простой реализации, - например, при напряженности магнитного поля 14,1 кГс резонансная частота ₁H составляет 60 мГц, a ₁₉F 56,5 мГц.

12. Методико-технические операции настройки и измерения, обработки и регистрации ЯМР характеристик, а также оценки/определения содержания/концентрации индикаторов-трассеров (ИТ) в поверхностных пробах пластовой жидкости при МИТ проводят автоматически в едином технологическом процессе и системной последовательности.

13. Для технической реализации предлагаемого способа используют специальное устройство на базе импульсной аппаратуры ЯМР, дополнительно включающее блоки автоматической настройки, измерения и обработки на частотах ПМР и ФМР, автопереключающий узел и модули автоматической оценки содержаний/концентрации протоно- и фторосодержащих соединений/комплексов в водной и нефтяной фазах пластовой продукции и определения состава/подвижности последней, а также графоаналитического моделирования.

14. Работа технического устройства для реализации предлагаемого способа последовательно осуществляется следующим образом (чертеж): вначале посредством блока 1 проводится автоматическая настройка аппаратуры ЯМР на резонансную частоту ядер водорода - протонов, после чего блоком 2 измеряется приведенная амплитуда ССИ и/или протонная кривая СРР, которая обрабатывается блоком 3 с выделением медленно- и долгоживущих компонент, соответствующих водной и нефтяной фазам пластовой жидкости, затем модулем 4 по величине приведенной амплитуды ССИ и/или скорости СРР водной фазы с помощью функциональных палеток ГАП и/или ПРП оценивается содержание МВВ и концентрация ИТ в водной фазе этой жидкости, а модулем 5 определяется состав и подвижность нефтяной фазы последней повременной характеристике СРР ее долгоживущей компоненты, после чего узлом 6 переключается, а блоком 7 проводится автонастройка аппаратуры на резонансную частоту ФМР и блоком 8 измеряется амплитудная характеристика ССИ от фторсодержащих соединений нефтяной фазы, по которой с помощью модуля 9 и палетки КАП оценивается содержание фтора в нефтяных соединениях/комплексах МВН, а затем - концентрация фторных ИТ в пластовой жидкости; в заключение модулем 10 на основе концентрационно-временных и промыслово-геологических данных проводятся соответствующие графоаналитические расчеты и построения.

15. Для реализации этой цели выход блока 1 настройки на протонно-резонансную частоту соединен со входом измерительного блока 2, а его выход - со входом блока 3 автообработки, выход которого соединен со входами определительских модулей 4 и 5 и переключающего узла 6, чей выход соединен со входом блока 7 автонастройки на частоту ФМР, а его выход - со входом блока 8 измерения характеристик сигналов ФМР, выход которого соединен со входом концентрационного блока 9, а выход последнего - со входом графоаналитического модуля 10, связанного с дисплеем ПК и принтером аппаратуры МР.

На основе использования настоящего изобретения проведены промыслово-геологические работы и технико-технологические мероприятия по контролю за разработкой нефтяных месторождений в Западно-Сибирской, Тимано-Печорской и Волго-Уральской нефтеносных провинциях России. При этом решались основные проблемы/задачи оптимизации эксплуатации продуктивных пластов/объектов, в том числе оценка характера и степени их выработки, изучение фильтрационной неоднородности, установление гидродинамической связи между скважинами, определение направления и скорости движения пластового флюида.

Патентуемые способ и устройство магнитно-индикаторного трассирования продуктивных пластов, особенно на поздней стадии их разработки с заводнением, выгодно отличаются селективной и/или совместной системой контроля движения углеводородной и водной фаз пластового флюида. Такая система позволяет оперативно контролировать и вариативно управлять в режиме on-line рациональной и рентабельной разработкой даже выработанных залежей с оптимальным обеспечением текущей добычи нефти и повышения их конечной нефтеотдачи.

Промышленно-экономическая эффективность настоящего изобретения обеспечивается значительным повышением информативности и точности, оперативности, объективности и производительности геолого-технических мероприятий, работ и исследований на разрабатываемых нефтяных месторождениях России и за рубежом.

Источники информации

1. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М., Недра. 1978.

2. Соколовский Э.В., Зайцев В.М. Применение изотопов на нефтяных промыслах. М., Недра. 1971.

3. Методическое руководство по технологии исследования пластов и скважин с использованием индикаторов при контроле и регулировании разработки нефтегазовых залежей для осуществления методов повышения нефтеотдачи пластов. РД 39-0147428-246-89. М., МНиГП. 1990.

Предложенная группа изобретений относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, а именно к способу и устройству для информационно-аналитического контроля и оптимизации разработки нефтяных месторождений. Техническим результатом является повышение информативности и эффективности контроля за разработкой нефтяного месторождения. Технический результат достигается тем, что ведут закачку в продуктивный пласт меченой жидкости на основе воды или нефти, содержащей водные и/или нефтяные индикаторы-трассеры, концентрацию которых после пластовой фильтрации меченой жидкости оценивают по поверхностным пробам продукции добывающих скважин с помощью ядерного магнитного резонанса. При этом в качестве метящего вещества меченой жидкости на водной основе применяют водные растворы неорганических солей металлов или/и дейтерия, а метящего вещества меченой жидкости на нефтяной основе - фторуглеродные соединения или/и металлоорганические комплексы. Для повышения точности, оперативности и эффективности реализации изобретения операции настройки, измерения, обработки, регистрации ЯМР характеристик и оценки содержания индикаторов-трассеров в пластовой жидкости проводят автоматически посредством специального устройства на базе импульсной аппаратуры ЯМР в едином технологическом цикле и системной последовательности. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ магнитно-индикаторного трассирования движения пластовых флюидов в процессе разработки нефтяных месторождений, включающий закачку в продуктивный пласт меченой жидкости, состоящей из основной жидкости (вода, нефть), извлеченной из этого пласта, и метящего вещества, содержащего водные и/или нефтяные индикаторы-трассеры, концентрацию которых после пластовой фильтрации меченой жидкости оценивают по поверхностным пробам продукции добывающих скважин с помощью ядерного магнитного резонанса, отличающийся тем, что, с целью повышения информативности и эффективности, в качестве метящего вещества меченой жидкости на водной основе применяют водные растворы неорганических солей металлов или/и дейтерия, а метящего вещества меченой жидкости на нефтяной основе - фторуглеродные соединения или/и металлоорганические комплексы, с использованием которых в автоматическом режиме последовательно проводят настройку измерительной аппаратуры на частоту протонного магнитного резонанса ядер водорода/протонов пластовой продукции/жидкости, на которой измеряют амплитудную и релаксационную характеристики этой жидкости, выделяют по измеренной релаксационной характеристике коротко- и долгоживущую компоненты, соответствующие ее водной и нефтяной фазам, оценивают значения приведенной амплитуды сигналов свободной индукции и/или протонной скорости/времени спин-решеточной/спин-спиновой релаксации водной фазы этой жидкости, определяют по этим значениям и функциональной зависимости содержание водного метящего вещества и относительную концентрацию водных индикаторов/трассеров в ней, оценивают количество и качество/свойства легких и тяжелых составляющих нефтяной фазы этой жидкости по ее протонным характеристикам, после чего настраивают аппаратуру на резонансную частоту ядер фтора и измеряют величины максимальной амплитуды сигналов свободной индукции от этих составляющих в текущей нефти, оценивают по этим величинам и специальной палетке содержание нефтяного метящего вещества и относительную концентрацию нефтяных индикаторов/трассеров в этой нефти, определяют концентрационно-временные зависимости поступления водных и/или нефтяных индикаторов-трассеров в пластовой/скважинной продукции/жидкости, на основе которых решают задачи оптимизации разработки продуктивных пластов/залежей/месторождений, в том числе оценка фильтрационной неоднородности пласта-коллектора, направления и скорости движения водной и нефтяной фаз, изучение качественно-количественных превращений нефти в процессе полифазной фильтрации пластового флюида, в целом.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве индикаторов-трассеров в составе метящего вещества на водной основе используют:
а) водорастворимые неорганические соли металлов переходной группы Периодической системы элементов, например Cu, Mn, Ni, Fe, Cr;
б) водный раствор дейтерия (₂H).

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что метящее вещество на нефтяной основе в качестве нефтерастворимых индикаторов-трассеров содержит:
а) фторуглеродные соединения, например производные бензола, толуола и более тяжелых углеводородов, в том числе C₆H₅F, C₆H₄FNO₃, C₇Cl₅F₅, органично связанные с различными нефтяными структурами;
б) металлоорганические и парамагнитные комплексы, в том числе хелаты, стеараты и другие образования кобальта и марганца.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве естественных индикаторов-трассеров движения пластовой нефти используют природные группы углеводородных и других ее соединений, в том числе бензиновые/легкие фракции и асфальтено-смолистые/тяжелые вещества.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что физико-химические свойства меченой жидкости на основе водных и органических метящих веществ практически аналогичны свойствам пластовой жидкости, а применяемые водные и нефтяные метящие вещества химически инертны, термостойки, нетоксичны и экологически безопасны.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что используемые в составе водных/нефтяных меченых жидкостей и метящих веществ индикаторы обладают свойствами, которые влияют на амплитудно-релаксационные характеристики ядерного магнитного резонанса, в т.ч. на сигналы свободной индукции и скорости спин-спиновой/спин-решеточной релаксации.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что для корректного измерения амплитудных и релаксационных характеристик водных/нефтяных метящих веществ применяют методику и технику импульсного ядерно-магнитного резонанса на ядрах водорода ₁H и фтора ₁₉F в сильных магнитных полях.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью повышения объективности и экспрессности, операции настройки, измерения и обработки амплитудных и релаксационных характеристик сигналов ядерного магнитного резонанса от проб скважинной продукции/жидкости, в том числе пластовой нефти или/и воды, проводят в едином автоматическом цикле.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что в технологически системном процессе последовательно настраивают и измеряют характеристики сигналов ядерного магнитного резонанса от водонефтяной продукции/жидкости на протонно-резонансной частоте, а затем - на частоте ядер фтора в этой жидкости.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что при совместном трассировании полифазной фильтрации водонефтяной жидкости по пласту используют водное метящее вещество на основе водных растворов неорганических солей металлов и/или дейтерия и нефтяное метящее вещество на основе фторуглеродистых соединений, содержание которых оценивают по амплитудно-релаксационным характеристикам соответственно протонного и фторного магнитного резонансов.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что при трассировании монофазного движения текущей нефти применяют метящее вещество на основе металлоорганических комплексов, избирательно растворимых в ее различных углеводородных структурах, в том числе легких/подвижных и тяжелых/вязких, содержание которых дифференциально определяют по их протонным амплитудным и релаксационным характеристикам.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью корректной оценки содержания водного метящего вещества в меченой жидкости на водной основе и концентрации водорастворимых индикаторов в пластовой продукции:
а) проводят амплитудные измерения водной фазы этой жидкости при установленном - "индикационном" периоде задержки измерения, а протонно-амплитудную зависимость/палетку получают предварительно путем измерений ССИ от коллекции/набора эталонных/стандартных проб с известным содержанием водного метящего вещества в рабочем диапазоне;
б) измеряют содержание этого вещества по протонной скорости спин-решеточной/спин-спиновой релаксации водной фазы продукции, причем функциональную зависимость спин-спиновой релаксации используют предпочтительно при значительном разбавлении растворенного вещества, а протонно-релаксационную палетку получают по релаксационным характеристикам водных растворов с определенным его содержанием;
в) оценивают относительную концентрацию индикаторов-трассеров в водной составляющей текущей жидкости посредством сравнения содержаний водного метящего вещества в ней и исходно закачанной в пласт меченой жидкости.

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что для корректной оценки содержания фторуглеродистых соединений в нефтяном метящем веществе и меченой жидкости на нефтяной основе по измеренным значениям максимальной амплитуды сигналов свободной индукции применяют калибровочно-аппаратную зависимость/палетку, которую получают по данным измерений амплитудных характеристик фторного магнитного резонанса стандартных образцов с известным содержанием вещества, а относительную концентрацию фторных индикаторов-трассеров в нефтяной фазе текущей продукции определяют сравнением его содержаний в ней и исходной меченой жидкости.

14. Способ по п.1, отличающийся тем, что состав и свойства нефтяной составляющей пластовой жидкости определяют на основе установленной зависимости между ее реологической, плотностной и амплитудно-релаксационными характеристиками сигналов протонного магнитного резонанса - в виде реоплотностной палетки.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что посредством сопоставления концентрационно-временных зависимостей индикаторов-трассеров водной и нефтяной фазах пластовой жидкости устанавливают направления и скорости движения нефти/воды, на основе чего оценивают фильтрационную неоднородность пласта и распределение пластового флюида.

16. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью повышения геологической информативности и объективности, на основе сравнения определенных содержаний, плотностей и вязкостей/подвижностей легких/тяжелых составляющих текущей нефти оценивают ее качественно-количественные превращения в процессе разработки пласта/залежи.

17. Устройство для осуществления способа по п.1, содержащее пробоотборник, блок измерения сигналов импульсного ядерного магнитного резонанса и блок регистрации этих сигналов, отличающееся тем, что, с целью повышения точности и оперативности, дополнительно включает блоки автоматической настройки, измерения и обработки амплитудных и релаксационных характеристик сигналов ядерного магнитного резонанса на резонансных частотах ядер водорода и фтора, узел двухчастотного переключения, модули оценки содержания и относительной концентрации этих ядер/индикаторов/трассеров в водной и нефтяной фазах пластовой продукции, определения состава и свойств текущей нефти и графоаналитических изображений, функционирующие в едином технико-технологическом цикле.

18. Устройство по п.17, отличающееся тем, что для увеличения производительности, выход блока автоматической настройки на протонно-резонансную частоту соединен с входом измерительного блока, а его выход - с входом блока автообработки измеренных сигналов протонного магнитного резонанса, выход которого соединен с входом модуля оценки протоносодержания, выход которого присоединен ко входу модуля определения относительной концентрации индикаторов-трассеров, выход которого связан с входом переключающего узла, соединенного также с входом блока автонастройки на резонансную частоту ядер фтора, выход которого присоединен ко входу блока автоизмерения и автообработки характеристик сигналов фторного магнитного резонанса, выход которого соединен с входом концентрационного модуля, а его выход - с входом графоаналитического модуля, выход последнего связан с принтером и дисплеем персонального компьютера аппаратуры ядерного магнитного резонанса.