Способ определения плотности нефти на основе пиролитического анализа образца нефтенасыщенной горной породы Российский патент 2024 года по МПК G01N9/36 G01N25/02 G01N33/24 

Область техники

Настоящее изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к средствам геохимических исследований нефтенасыщенных горных пород.

Предшествующий уровень техники

Известен способ определения параметров продуктивности нефти (также известный как POPI), раскрытый в патенте США № US6823298 B1 (опубл. 23.11.2004, G06G 7/48). Известный способ предлагает получение кажущейся водонасыщенности (ASw), плотности нефти в градусах API и экспоненты цементации и насыщения нефтяных резервуаров. Исследуемый образец помещают в печь пиролитического анализатора, которая находится в статичном режиме 180 градусов Цельсия (°С) – 3 минуты (первая ступень, LV), затем нагревают до эмпирически определяемой для каждого резервуара температуры минимального прогиба между пиками первой ступени и третьей ступени (вторая ступень, TD), затем до температуры 600°С (третья ступень, TC). Полученные результаты трех пиков математическими методами сравнивают с аналогичными показаниями, полученными на эталонном образце, выбранном в качестве стандарта для данного резервуара/района исследования. Для получения всего набора данных и построения всех необходимых графиков, указанных в патенте, также требуется получение данных по: гамма-каротажу, пористости пород, плотности пород, сопротивлению пород и др.

Однако известный способ характеризуется высокой сложностью для получения значения плотности нефти для исследуемого образца горной породы. Указанный недостаток обусловлен тем, что известный способ требует определения степенного коэффициента одной нелинейной зависимости по отношению к предэкспоненциальному множителю другой нелинейной зависимости. При этом допущение ошибки на любом из этапов вычислений может привести к значительному искажению значений выходных данных. Помимо этого, способ требует эмпирический подбор параметра температурных границ для нагрева образцов, полученных из разных коллекций, а также выбор эталонного образца и результатов его предварительного исследования. При этом неверный выбор эталона может привести к значительным искажениям выходных данных. Еще один недостаток – способ может давать значительные отклонения при изучении многопластовых залежей с образцами нефти, полученных из разных источников (этапов генерации), при изменении свойств нефти по латерали в районе исследования и при проявлении биодеградации в залежи.

Известен способ определения плотности сырой нефти, раскрытый в патенте США № US11639921 B2 (опубл. 02.05.2023, МПК G01N 33/28, G01N 9/36, G01N 21/3504). Известный способ предполагает получение образца породы, содержащей сырую нефть. Полученный образец последовательно нагревают до 600 °C с фиксированной скоростью нагрева. Затем определяют пиковую скорость выделения углекислого газа и пиковую температуру его выделения в ходе нагрева образца до второй температуры. Плотность сырой нефти определяется с использованием эмпирической корреляции между плотностью нефти, пиковой температурой выделения углекислого газа и фиксированной скоростью нагрева образца.

Однако известный способ может приводить к высокой погрешности при определении плотности нефти. Это обусловлено тем, что в качестве параметра, относительно которого выявляют зависимость плотности нефти, в известном способе используют температуру максимального выделения углекислого газа в диапазоне от 400 до 600 градусов Цельсия (°С). При этом разложение минеральных карбонатов с выделением углекислого газа происходит при температурах от 400°С (например, магнезит MgCO3 разлагается при температуре 400 °С, кальцит CaCO3 – 600°С).

Известен способ анализа содержания свободных углеводородов в образце горной породы, раскрытый в патенте США № US10488327 B2 (опубл. 26.11.2019, МПК G01N 21/00, G01N 21/17, C10B 53/06). Известный способ основан на применении метода пиролитического анализа образца горной породы и включает в себя постепенный нагрев такого образца в несколько стадий, на каждой из которых нагреваемый образец в течение некоторого времени удерживают под воздействием постоянной температуры (изотермы). В результате нагрева образца на каждой из стадий регистрируют параметры углеводородных компонент. На основании зарегистрированных параметров определяют содержание свободных углеводородов в образце горной породы.

Однако известный способ обладает параметрической неполнотой, обусловленной тем, что не предлагает конкретной методики определения плотности нефти, а лишь допускает наличие такой возможности при использовании методик, описанных в патенте. При этом известный способ включает в себя последовательное применение комбинации методов нагрева образца горной породы и пиролитического анализа для обеспечения возможности получения более точных данных о структуре флюида, но не предлагает подходов для обработки или интерпретации таких данных и не описывает выходные параметры в результате осуществления последовательности действий способа.

Известен способ определения количества углеводородных соединений, содержащихся в породе, на основе анализа образца такой породы, раскрытый в патенте США № US10088465 B2 (опубл. 02.10.2018, МПК G01N 25/00, G01N 33/24). Известный способ основан на применении метода пиролитического анализа образца горной породы и включает в себя нагрев такого образца в несколько стадий с постепенным повышением температуры на каждой из стадий. На каждой из стадий нагреваемый образец удерживают под воздействием постоянной температуры. На первой стадии образец нагревают от первой температуры, находящейся в диапазоне от 50°С до 120°С, до второй температуры, находящейся в диапазоне от 180°С до 220°С. На второй стадии образец нагревают от второй температуры до третьей температуры, находящейся в диапазоне от 330°С до 370°С. На третьей стадии образец нагревают от третьей температуры до четвертой температуры, находящейся в диапазоне от 630°С до 670°С. На каждой стадии регистрируют количественные значения выделившихся углеводородных компонент из образца горной породы. На основе зарегистрированных значений определяют значения количественных показателей и иных индексов, которыми характеризуются углеводородные компоненты в горной породе, образец которой был исследован.

Однако известный способ обладает низкой информативностью полученных в результате нагрева образца данных. Указанный недостаток обусловлен тем, что известный способ предполагает нагрев образца с целью выделения углеводородных компонент лишь на двух температурных ступенях с последующим нагревом до температуры выделения деструцируемого углеводорода (керогена). Тем не менее, термическое разделение на большем количестве ступеней является более информативным для получения точных свойств углеводородных компонент, содержащихся в образце. Помимо этого, известный способ также обладает параметрической неполнотой, обусловленной тем, что выходными данными способа являются только количество углеводородов (HCcont) и индекс качестве углеводородов (HQI), но не значения плотности нефти.

Раскрытие сущности изобретения

Техническая задача, положенная в основу настоящего изобретения, заключается в создании способа для точного определения плотности нефти на основе исследования свойств образца нефтенасыщенной горной породы с применением оборудования, предназначенного для пиролитического анализа образцов горных пород.

Технический результат, достигаемый при осуществлении настоящего изобретения, заключается в обеспечении технической возможности определения плотности нефти на основе пиролитического анализа образца горной породы с высокой степенью достоверности.

В качестве изобретения заявлен способ определения плотности нефти на основе пиролитического анализа образца нефтенасыщенной горной породы. Способ включает в себя:

– проведение процедуры пиролитического анализа, состоящего из четырех последовательных стадий температурного воздействия на образец нефтенасыщенной горной породы, при этом:

– на первой стадии нагревают указанный образец от исходной температуры до первой температуры, находящейся в диапазоне от 85°С до 95°С до полного выделения первой углеводородной компоненты;

– на второй стадии выдерживают указанный образец при второй температуре, находящейся в диапазоне от 95°С до 105°С до полного выделения второй углеводородной компоненты;

– на третьей стадии нагревают указанный образец от второй температуры до третьей температуры, находящейся в диапазоне от 175°С до 185°С, после чего выдерживают указанный образец при третьей температуре до полного выделения третьей углеводородной компоненты;

– на четвертой стадии нагревают указанный образец от третьей температуры до четвертой температуры, находящейся в диапазоне от 345°С до 355°С, после чего выдерживают указанный образец при четвертой температуре до полного выделения четвертой углеводородной компоненты;

– определяют количественные содержания упомянутых четырех углеводородных компонент;

– определяют плотность нефти в залежи, из которой получен проанализированный образец нефтенасыщенной горной породы, на основе полученной в ходе анализа исторических данных зависимости между значениями плотности других образцов нефти, измеренными инструментальным методом, и количественными содержаниями четырех углеводородных компонент, выделенных в ходе предварительно проведенных процедур пиролитического анализа иных образцов нефтенасыщенных горных пород.

Дополнительные преимущества и отличительные признаки заявленного изобретения представлены в следующих частных вариантах его осуществления.

В частности, исходная температура соответствует температуре хранения образца.

В частности, процедуру пиролитического анализа проводят в среде инертного газа.

В частности, первую стадию температурного воздействия на образец горной породы проводят в зоне предварительного нагрева перед загрузкой указанного образца в печь пиролитического анализатора.

В частности, вторую, третью и четвертую стадии температурного воздействия на образец горной породы проводят в печи пиролитического анализатора.

В частности, на второй стадии температурного воздействия образец загружают в предварительно нагретую печь пиролитического анализатора.

В частности, на третьей стадии температурного воздействия образец нагревают до третьей температуры со скоростью 25°С/мин.

В частности, на четвертой стадии температурного воздействия образец нагревают до четвертой температуры со скоростью 25°С/мин.

В частности, инструментальный метод, использованный для измерения значений плотности образцов нефти, которые сохранены в исторических данных, представлен методом, соответствующим ГОСТ 3900-2022.

Краткое описание чертежей

Варианты осуществления настоящего изобретения иллюстрируются со ссылками на следующие фигуры:

– ФИГ.1 иллюстрирует блок-схему способа определения плотности нефти на основе пиролитического анализа образца нефтенасыщенной горной породы;

– ФИГ.2 иллюстрирует пирограмму, на которой отражены пики выделенных углеводородных компонент, содержащихся в образце нефтенасыщенной горной породы, в зависимости от стадии температурного воздействия на этот образец;

– ФИГ.3 иллюстрирует результаты пиролитического анализа, проведенного предложенным способом;

– ФИГ.4 и ФИГ.5 иллюстрируют графики погрешности результатов, полученных предложенных способом, и результатов, полученных пикнометрическим методом по ГОСТ 3900-2022;

– ФИГ.6 иллюстрирует блок-схему пиролитического анализатора, используемого для осуществления заявленного способа.

Описание варианта осуществления изобретения

Настоящее изобретение раскрывает способ определения плотности нефти на основе пиролитического анализа образца нефтенасыщенной горной породы. Такой образец получен из залежи нефти, плотность которой необходимо определить. Способ основан на проведении температурного воздействия на образец горной породы в несколько последовательных стадий с постепенным повышением температуры на каждой из стадий. При этом при проведении каждой стадии температурного воздействия, помимо повышения температуры, выдерживают образец горной породы при температуре, которая отличается на каждой из стадий. Постепенное повышение температуры предполагает, что температура на каждой стадии повышается. Это необходимо для того, чтобы выделить разнородные углеводородные компоненты на каждой из стадий. Для проведения стадий температурного воздействия используют пиролитический анализатор, снабженный пламенно-ионизационным детектором (ПИД). Пламенно-ионизационный детектор необходим для регистрации количественного содержания углеводородной компоненты, выделенной на каждой из стадий. Повышение температуры осуществляется автоматически на основе программы, выполняемой пиролитическим анализатором.

Перед осуществлением указанного способа проводят предварительную подготовку образца горной породы. В частности, предварительная подготовка включает в себя измельчение образца горной породы с получением частиц размера около 0,5 мм, ситование, удаление возможных металлических включений. Масса анализируемого образца составляет около 70 мг. Образец горной породы может быть получен при извлечении керна или шлама из залежи нефти, плотность которой необходимо определить.

В соответствии с ФИГ.1, способ определения плотности нефти на основе пиролитического анализа образца нефтенасыщенной горной породы включает в себя следующие шаги.

На шаге 101 проводят первую стадию температурного воздействия на образец горной породы. Первая стадия заключается в нагреве образца горной породы от исходной температуры T0 до первой температуры T1, находящейся в диапазоне от 85°С до 95°С. до полного выделения первой углеводородной компоненты, называемой далее «Oil-1». Первая стадия температурного воздействия осуществляется в зоне предварительного нагрева пиролитического анализатора, которая предшествует загрузке образца в печь пиролитического анализатора. Указанная зона предварительного нагрева представляет собой загрузочный канал, сообщенный с внутренним пространством печи пиролитического анализатора. В указанном канале образец удерживают перед непосредственным его размещением в печи. Это позволяет получить углеводородную компоненту Oil-1, которая выделяется при температуре менее 100 °С. При этом предварительный нагрев осуществляется за счет температуры, установившейся в загрузочном канале. Температура в зоне предварительного нагрева определяется теплопроводностью материала, из которого изготовлен загрузочный канал. В частности, исходная температура образца совпадает с температурой окружающей среды или температурой помещения, используемого для хранения образцов и проведения испытаний. В частности, исходная температура может составлять 25°С. Выделение первой углеводородной компоненты полностью завершается в течение временного интервала, составляющего от 4,5 до 5,5 минут. Границы указанного временного интервала зависят от достигнутой образцом температуры. После полного выделения компоненты Oil-1 образец загружают в печь пиролитического анализатора.

На шаге 102 проводят вторую стадию температурного воздействия на образец горной породы. Вторая стадия заключается в выдерживании образца горной породы в печи пиролитического анализатора. Выдерживание осуществляется при постоянном значении второй температуры T2, находящейся в диапазоне от 95°С до 105°С, до полного выделения второй углеводородной компоненты, называемой далее «Oil-2». Температура T2 предварительно установлена в печи пиролитического анализатора до момента загрузки образца. Выделение компоненты Oil-2 полностью завершается в течение временного интервала, составляющего от 4,5 до 5,5 минут. Границы указанного временного интервала зависят от достигнутой образцом температуры из диапазона от 95°С до 105°С.

На шаге 103 проводят третью стадию температурного воздействия на образец горной породы. Третья стадия заключается в нагреве образца горной породы от второй температуры T2 до третьей температуры T3, находящейся в диапазоне от 175°С до 185°С, и выдержке образца при постоянном значении третьей температуры T3 до полного выделения третьей углеводородной компоненты, называемой далее «Oil-3». Шаг 103 также осуществляется в печи пиролитического анализатора и начинается в момент окончания шага 102. Скорость нагрева на шаге 103 составляет 25°С/мин. Выделение компоненты Oil-3 полностью завершается в течение временного интервала, составляющего от 4,5 до 5,5 минут. Границы указанного временного интервала зависят от достигнутой образцом температуры из диапазона от 175°С до 185°С.

На шаге 104 проводят четвертую стадию температурного воздействия на образец горной породы. Четвертая стадия заключается в нагреве образца горной породы от третьей температуры T3 до четвертой температуры T4, находящейся в диапазоне от 345°С до 355°С, и выдержке образца при постоянном значении четвертой температуры T4 до полного выделения четвертой углеводородной компоненты, называемой далее «Oil-4». Шаг 104 также осуществляется в печи пиролитического анализатора и начинается в момент окончания шага 103. Скорость нагрева на шаге 104 составляет 25°С/мин. Выделение компоненты Oil-4 полностью завершается в течение временного интервала, составляющего от 4,5 до 5,5 минут. Границы указанного временного интервала зависят от достигнутой образцом температуры из диапазона от 345°С до 355°С.

После окончания четвертой стадии нагрева образца осуществляют его охлаждение и вывод из печи пиролитического анализатора.

Углеводородные компоненты Oil-1 – Oil-4 являются основными информативными параметрами, применяемыми в заявленном способе определения плотности нефти. В состав каждой из компонент входят углеводородные соединения, способные выделяться при температурах T1-T4. При этом определение точного качественного состава для каждой из компонент является затруднительным. Гипотетически каждая из компонент включает в себя следующие соединения.

Компонента Oil-1 может включать в себя соединения, относящиеся к насыщенным углеводородам и содержащие атомы углерода в количестве от 4 до 5 (C₄ – C₅).

Компонента Oil-2 может включать в себя соединения, относящиеся к ароматическим углеводородам и содержащие атомы углерода в количестве от 6 до 10 (C₆ – C₁₀).

Компонента Oil-3 может включать в себя соединения, относящиеся к смолам и содержащие атомы углерода в количестве от 11 до 19 (C₁₁ – C₁₉).

Компонента Oil-4 может включать в себя соединения, относящиеся к асфальтенам и содержащие атомы углерода в количестве от 20 до 36 (C₂₀ – C₃₆).

Значения для температур T1 – T4 выделения компонент Oil-1 – Oil-4 обусловлены свойствами разных углеводородных компонент переходить в газовую фазу, высвобождаясь из исследуемого образца горной породы.

Интервальные значения для температур T1 – T4 выделения компонент Oil-1 – Oil-4 обусловлены возможной погрешностью измерений, что обусловлено погрешностью термопары, используемой для измерения температуры (± 2-3°С), и погрешностью калибровки пиролитического анализатора (± 2-3°С).

Опционально программа температурного воздействия на образец может включать в себя его дальнейший нагрев до температуры, составляющей 650°С с последующим выдерживанием образца при этой температуре. Указанная дополнительная стадия температурная нагрева позволяет выделить из образца кероген. Однако значение для этой углеводородной компоненты не несет информативного характера для определения плотности нефти, поэтому указанная стадия не является обязательной. При этом она может быть проведена для оценки остаточного нефтегазогенерационного потенциала и получения данных о степени его зрелости, а также из практических целей термодеструкции оставшегося после исследования образца органического вещества из печи.

Стадии температурного воздействия на шагах 101-104 проводят в среде инертного газа, в качестве которого может быть использован гелий или азот. Инертный газ выполняет роль газа-носителя, в токе которого образующиеся в результате проведения пиролитического анализа углеводородные компоненты попадают на ПИД-детектор.

В соответствии с ФИГ.2, стадии температурного воздействия на образец нефтенасыщенной горной породы могут быть представлены графически в виде пирограммы. Пирограмма может быть построена при помощи вычислительного модуля пиролитического анализатора. Пирограмма отражает количество выделенных углеводородных компонент, содержащихся в образце нефтенасыщенной горной породы, в зависимости от стадии температурного воздействия на этот образец. Пики, обозначенные Oil-1, Oil-2, Oil-3 и Oil-4 соответствуют пиковым количественным содержаниям углеводородных компонент, выделенных, соответственно, на стадиях 101, 102, 103 и 104 в ходе постепенного нагрева образца и его выдерживании при температурах T1, T2, T3 и T4. Значения, на основе которых построены изображенные на пирограмме пики, зарегистрированы при помощи ПИД-детектора.

На шаге 105 осуществляют определение количественных содержаний углеводородных компонент, выделенных на стадиях температурного воздействия 101-104. В частности, шаг 105 может быть проведен после окончания всей процедуры пиролитического анализа образца или после окончания каждой отдельной стадии температурного воздействия. Определение количественных содержаний компонент Oil-1, Oil-2, Oil-3 и Oil-4 проводят на основании расчета подынтегральной площади каждого пика, который изображен на пирограмме, представленной на ФИГ.2.

На шаге 106 осуществляют определение долей компонент, выделенных на каждой из стадий температурного воздействия на образец нефтенасыщенной горной породы. Доля углеводородной компоненты определяется как отношение ее количественного содержания к суммарному количественному содержанию компонент, выделенных на стадиях 101-104.

На шаге 107 осуществляют определение плотности нефти в залежи, из которой получен проанализированный образец нефтенасыщенной горной породы. Определение плотности нефти осуществляют на основе зависимости между известными значениями плотности нефти и известными долями четырех углеводородных компонент, выделенных из образцов предварительно проанализированных нефтенасыщенных горных пород. Упомянутые известные значения, количественные содержания составляют исторические данные, в ходе анализа которых возможно установить упомянутую зависимость. Известные значения плотности нефти получены инструментальным методом, соответствующим ГОСТ 3900-2022. Известные количественные содержания и доли четырех углеводородных компонент получены в ходе процедур пиролитического анализа, имеющего четыре стадии, которые по своим параметрам аналогичны стадиям, описанным на шагах 101-104.

Для выражения упомянутой зависимости между значением плотности нефти и долями компонент Oil-1, Oil-2, Oil-3, Oil-4 в аналитическом виде может быть использована функция аппроксимации, отражающая такую зависимость с наибольшей достоверностью. В качестве меры достоверности используется коэффициент детерминации R². Вид функции аппроксимации выбирают из нескольких функций аппроксимации на основании близости полученного коэффициента R² к единице. В качестве функции аппроксимации может быть использована линейная, полиномиальная, экспоненциальная или логарифмическая регрессия. Помимо вида функции аппроксимации, на значение коэффициента детерминации также влияет объем накопленных исторических данных.

Хранение исторических данных может быть организовано под управлением системы управления базами данных (СУБД). База данных может быть организована с использованием программного обеспечения CouchDB, Elasticsearch, Firebird, Hive, MariaDB, MongoDB, Oracle MySQL (Community Edition), PostgreSQL, PostgresPro, Redis (open-source edition), ЛИНТЕР, и может храниться как во внутренней памяти электронно-вычислительной машины, так и размещаться во внешней памяти, в том числе во внешней сети.

Строки базы данных могут быть организованы, в частности, в виде следующих кортежей:

<Известное значение плотности; доля Oil-1; доля Oil-2; доля Oil-3; доля Oil-4>.

Функция аппроксимации строится на основании указанных значений, сохраненных в базе данных.

Определение плотности нефти может быть реализовано с помощью аппаратных и программных средств. Для аппаратной части реализации аппаратные средства должны содержать по крайней мере процессор и постоянное запоминающее устройство (ПЗУ). Для программной части реализации может представлять собой набор функциональных модулей (функции или классы), написанных на языках программирования (например, С++, Python). Программный код может храниться в блоках памяти ПЗУ и извлекаться процессором для выполнения.

Аппаратные средства также должны быть снабжены всеми необходимыми коммуникационными интерфейсами для подключения к СУБД, под управлением которой организовано хранение исторических данных, и получения данных от пиролитического анализатора.

Настоящее изобретение иллюстрируется следующим примером.

Предварительно была получена база данных, включающая в себя агрегированные исторические данные анализа образцов нефти и образцов нефтенасыщенных горных пород. Исторические данные включают в себя данные группового состава образцов нефти (насыщенные углеводороды, ароматические углеводороды, смолы, асфальтены) и значений плотности образцов нефти, измеренные инструментальным методов. Помимо этого, исторические данные включают в себя количественные содержания углеводородных компонент Oil-1, Oil-2, Oil-3 и Oil-4, а также ряд пиролитических данных, к которым относятся температурные значения максимума выхода пика углеводородной компоненты, масса углеводородов (мг) в каждом пике, долевые и относительные количественные содержания компонент Oil-1, Oil-2, Oil-3 и Oil-4.

Образцы нефти и горных пород получены из разных месторождений Западной и Восточной Сибири, а также Поволжья. Образцы нефти обладают различной плотностью (от 0,730 до 0,948 г/см3) и групповым составом. Это позволяет обеспечить представительную выборку образцов нефти с различными свойств. Значения плотности образцов нефти определены по ГОСТ 3900-2022 пикнометрическим методом. Определение группового состава проведено методом адсорбционно-жидкостной хроматографии.

Анализ исторических данных с целью поиска зависимости между значениями плотности образцов нефти и количественных содержаний углеводородных компонент проведен при помощи статистического пакета анализа данных. Получены функции аппроксимации различных видов с коэффициентом детерминации R², находящимися в диапазоне от 0,94 до 0,99, что свидетельствует о высокой степени достоверности полученной зависимости.

Для проведения пиролитического анализа были использованы пять контрольных групп горных пород, каждая из которых состояла из четырех образцов. Каждый из образцов был проанализирован поочередно. Программа процедуры пиролитического анализа включала четыре стадии температурного воздействия на образец. Пиролитической анализ образца проводился в среде инертного газа, в качестве которого использовали гелий. Стадии температурного воздействия характеризовались следующими значениями температур: T0 = 25°С; T1 = 90°С; T2 = 100°С; T3 = 180°С; T4 = 350°С. Температура Т2 была предварительно установлена в печи пиролитического анализатора до момента загрузки образца в печь. Скорость нагрева печи между температурами T2 и T3 и между температурами T3 и T4 составляла 25°С/мин. Образец был выдержан на каждой из стадий до полного выделения углеводородной компоненты, способной выделиться при температуре на соответствующей стадии. Выделение углеводородных компонент контролировалось на основе пирограммы, исходя из данных которой принималось решение об истощении указанных компонент в образце при текущей постоянной температуре с течением времени. Объем выделенных компонент регистрировался ПИД-детектором. На основе показаний ПИД-детектора были определены количественные содержания каждой из выделенной компонент Oil-1, Oil-2, Oil-3 и Oil-4. Полученные значения для таких компонент были обработаны функцией аппроксимации с коэффициентом детерминации R² = 0,97. В результате было получено значение плотности нефти, близкое к значению плотности ее образца, измеренному пикнометрическим методом. Результаты пиролитического анализа с получением значения плотности нефти приведены в таблице, представленной на ФИГ.3.

Повторяемость результатов сохраняется при изменении нефти в образце, в широком диапазоне значений плотности (от 0,730 до 0,948 г/см³) и при различных вариациях группового состава (насыщенные углеводороды от 49,9% до 93,4%, ароматические углеводороды от 4% до 36,8%, смолы от 2,5% до 12,9%, асфальтены от 0% до 8%).

Для верификации результатов в эффективном диапазоне измерений был рассчитаны показатели отклонений, полученные предложенным способом от плотности нефти, измеренной пикнометрическим методом. В качестве контрольного диапазона использовался эффективный диапазон измерений от 0.7 до 1.0 г/см3. Минимальное отклонение составило 0%, максимальное – 15.8% для единичного образца нефти (см. графики, представленные на ФИГ.4, ФИГ.5). Средняя ошибка составила 3.1%. Из графиков видно, что ошибка не превышает показатель в 10%, за исключением четырех замеров для одного образца нефти.

Для осуществления заявленного способа может быть использован пиролитический анализатор, устроенный следующим образом. Пиролитический анализатор состоит из печи 201, ПИД-детектора 202, ИК-детекторов 203, блока управления и контроля 204, пневматического блока охлаждения 205, автозагрузчика 206.

Печь 201 снабжена защитным кожухом и имеет модульную сборно-разборную структуру. Модулями печи 201 являются корпус печи 201, нагревательный элемент 207 и термопара 208. В качестве нагревательного элемента 207 используется ленточный нагревательный элемент. Ленточный нагревательный элемент 207 опоясывает внешнюю поверхность корпуса печи 201, плотно к ней примыкая.

ПИД-детектор 202 и ИК-детекторы 203 установлены на выходе печи 201. ПИД-детектор предназначен для определения углеводородных компонент и соединений. На ПИД-детекторе установлена дополнительная термопара. ИК-детекторы 203 предназначены для улавливания угарного газа и углекислого газа.

Автопогрузчик предназначен для перемещения образца в направлении печи 201. Печь 201 снабжена выдвижным пьедесталом, выполненным на механизме вертикального перемещения. За счет перемещения пьедестала образец попадает в зону предварительного нагрева (канал, выполненный перед входом в печь 201) и затем в зону активного нагрева, т.е. непосредственно внутрь печи 201.

Блок управления и контроля 204 выполнен на основе печатной платы со встроенным компьютером EPC. Блок управления и контроля 204 связан с ПИД-детектором 202, ИК-детекторами 203, нагревательным элементом 207 и термопарой 208 печи 201. В частности, блок управления и контроля 204 позволяет обрабатывать показания, полученные с ПИД-детектора, а именно количественные содержания компонент Oil-1 – Oil-4. Блок управления и контроля 204 включает интерфейсы для подключения внешних вычислительных устройств, позволяющих визуализировать работу устройства, а также осуществлять получение расчетных параметров.

Пневматический блок охлаждения 205 установлен в дополнение к радиаторному блоку охлаждения печи 201 и направлен на защитный кожух печи 201 и упомянутый радиаторный блок. Пневматический блок охлаждения 205 выполнен с возможностью подачи сжатого воздуха на упомянутые узлы, что способствует ускорению охлаждения печи, являющейся наиболее термически активной зоной предложенного устройства с рабочими температурами в диапазоне 25-850 °С.

Таким образом, предложенный способ позволяет проводить определение плотности нефти на основе анализа образца нефтенасыщенной горной породы с высокой степенью достоверности. Это позволяет принимать решение о перспективности нефтяного месторождения на основе пиролитического анализа образца породы в лабораторных условиях.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к средствам геохимических исследований нефтенасыщенных горных пород. Предложен способ определения плотности нефти на основе пиролитического анализа образца нефтенасыщенной горной породы. Способ включает в себя проведение процедуры пиролитического анализа, состоящего из четырех последовательных стадий температурного воздействия на образец нефтенасыщенной горной породы. При этом на первой стадии нагревают указанный образец от исходной температуры до первой температуры, находящейся в диапазоне от 85°С до 95°С до полного выделения первой углеводородной компоненты. На второй стадии выдерживают указанный образец при второй температуре, находящейся в диапазоне от 95°С до 105°С до полного выделения второй углеводородной компоненты. На третьей стадии нагревают указанный образец от второй температуры до третьей температуры, находящейся в диапазоне от 175°С до 185°С, после чего выдерживают указанный образец при третьей температуре до полного выделения третьей углеводородной компоненты. На четвертой стадии нагревают указанный образец от третьей температуры до четвертой температуры, находящейся в диапазоне от 345°С до 355°С, после чего выдерживают указанный образец при четвертой температуре до полного выделения четвертой углеводородной компоненты. Определяют количественные содержания упомянутых четырех углеводородных компонент. Определяют плотность нефти в залежи, из которой получен проанализированный образец нефтенасыщенной горной породы, на основе полученной в ходе анализа исторических данных зависимости между значениями плотности других образцов нефти, измеренными инструментальным методом, и количественными содержаниями четырех углеводородных компонент, выделенных в ходе предварительно проведенных процедур пиролитического анализа иных образцов нефтенасыщенных горных пород. Технический результат - обеспечение технической возможности определения плотности нефти на основе пиролитического анализа образца горной породы с высокой степенью достоверности. 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

1. Способ определения плотности нефти на основе пиролитического анализа образца нефтенасыщенной горной породы, включающий в себя следующие шаги:

– проведение процедуры пиролитического анализа, состоящего из четырех последовательных стадий температурного воздействия на образец нефтенасыщенной горной породы, при этом:

– на первой стадии нагревают указанный образец от исходной температуры до первой температуры, находящейся в диапазоне от 85°С до 95°С до полного выделения первой углеводородной компоненты;

– на второй стадии выдерживают указанный образец при второй температуре, находящейся в диапазоне от 95°С до 105°С до полного выделения второй углеводородной компоненты;

– на третьей стадии нагревают указанный образец от второй температуры до третьей температуры, находящейся в диапазоне от 175°С до 185°С, после чего выдерживают указанный образец при третьей температуре до полного выделения третьей углеводородной компоненты;

– на четвертой стадии нагревают указанный образец от третьей температуры до четвертой температуры, находящейся в диапазоне от 345°С до 355°С, после чего выдерживают указанный образец при четвертой температуре до полного выделения четвертой углеводородной компоненты;

– определяют количественные содержания упомянутых четырех углеводородных компонент;

– определяют плотность нефти в залежи, из которой получен проанализированный образец нефтенасыщенной горной породы, на основе эмпирически найденной функции аппроксимации с коэффициентом детерминации R², находящимися в диапазоне от 0,94 до 0,99, полученной в ходе анализа исторических данных зависимости между значениями плотности контрольных образцов нефти и количественными содержаниями четырех углеводородных компонент, выделенных в ходе предварительно проведенных процедур пиролитического анализа контрольных образцов нефтенасыщенных горных пород.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что исходная температура соответствует температуре хранения образца.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что процедуру пиролитического анализа проводят в среде инертного газа.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что первую стадию температурного воздействия на образец горной породы проводят в зоне предварительного нагрева перед загрузкой указанного образца в печь пиролитического анализатора.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что вторую, третью и четвертую стадии температурного воздействия на образец горной породы проводят в печи пиролитического анализатора.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что на второй стадии температурного воздействия образец загружают в предварительно нагретую печь пиролитического анализатора.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что на третьей стадии температурного воздействия образец нагревают до третьей температуры со скоростью 25°С/мин.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что на четвертой стадии температурного воздействия образец нагревают до четвертой температуры со скоростью 25°С/мин.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что инструментальный метод, использованный для измерения значений плотности образцов нефти, которые сохранены в исторических данных, представлен пикнометрическим методом.