Лаборатория геохимических исследований нефти, воды и породы Атырауского филиала ТОО «КМГ Инжиниринг» (далее Лаборатория) предлагает анализ проб нефти по уникальной технологии фингерпринтинга с использованием инновационных методов голландско-британской компаний «Shell» (Номер патента SR.15.12068).
Лаборатория оснащена самым современным оборудованием, отвечающим мировым стандартам в области геохимических исследований, а также имеет высококвалифицированный персонал, прошедший обучение в США, Англии, Нидерландии и России, и имеющий рекомендации от ведущих компаний Казахстана и мира. Научной деятельностью лаборатории являются предоставление результатов аналитических исследований и интерпретация полученных данных, которые в дальнейшем применяются для усовершенствования методов разработки месторождения, разведки перспективных структур, включая трехмерное моделирование осадочных бассейнов.
Лаборатория открыта в 2015 году и за период деятельности проведены геохимические исследования на более чем 5000 образцов нефти из 118 разных месторождений и структур РК и РФ в рамках 40 научных проектов. Лаборатория имеет положительные рекомендательные письма от многих заказчиков по проектам и тесно сотрудничает с зарубежными институтами как Томский Политехнический Университет (Томск, Россия), «ТомскНИПИнефть», «ВЦЭМУголь»(Новокузнецк, Россия) в целях расширения спектра оказания услуг.
Все числовые и графические данные анализируются на программном обеспечении OpenLab (аналог MassHunter). Для интерпретации геохимических данных используется новейшие версии программных обеспечений Malcom (Schlumberger) и PIGI (Англия).
Лаборатория выполняет все анализы согласно утвержденным методикам
МВИ №4-01-2015 – Компонентный состав нефтяных фракций на газовом хроматографе с масс-детектором;
МВИ №4-02-2015 – Компонентный состав сырой нефти на газовом хроматографе; ГОСТ 21153.0-75- ГОСТ 21153.7-75 Методы физических испытаний. Отбор проб и общие требования к методам
МВИ 4 №4-2018-SARA анализ (насыщенное, ароматическое соединение, смолы и асфальтены)изических испытаний.
МВИ 5 №05-2020 Анализ ароматических компонентов (алкил бензолов) в сырой нефти
на многомерной газовой хромотографии с двумя пламенно-ионизирующими детекторами (LTM-MD-GC)
Фингерпринтинг нефти на LTM—MD—GC и HRGC—FID
Новизной технологии фингерпринтинга является то, что данный метод позволяет провести корреляцию нефтей с разных горизонтов, резервуаров и месторождений, а также выявить схожести и различия нефти при помощи уникальных компонентов в их составе. Фингерпринтинг особенно выгоден при совместной добыче с нескольких резервуаров одновременно, он позволяет определить добывающий резервуар(-ы), оценить непрерывность резервуара. При наличии нескольких резервуаров методом фингерпринтинга возможно оценить их сообщаемость в разрезе одной или нескольких скважин. Более того, эта технология позволяет количественно определить объем притока из каждого отдельного пласта или резервуара, а также распределить объемы добываемой жидкости в процентном соотношении, таким образом, позволяя проверить технологию PLT (испытания эксплуатируемой скважины). Фингерпринтинг предполагает возможность выявить целостность скважин и наличие в них протечек (коррозия скважин), а также пропускную способность тектонических разломов. Подобный метод еще не применялся на территории Казахстана и является инновационным открытием.
Результаты исследований по фингерпринтингу позволят решить вопросы при построении геологической и гидродинамической модели месторождения, в частности при построении тектонических разломов и фациальных зон. Оценка латеральной или вертикальной флюидосообщаемости отдельных скважин и резервуаров также внесет ясность в процесс выделения объектов разработки.
Анализ нефти для фингерпринтинга будет включать в себя:
– Подготовку пробы нефти – оценку качества пробы и ее пригодность для анализа;
– Анализ сырой нефти на газовом хроматографе высокого разрешения с пламенно-ионизационным детектором и пульсирующе-фотометрическим детектором (HR-GC FID/PFPD) (Agilent, США)
– Анализ сырой нефти на газовом хроматографе с низкой термальной массой с двумя ПИД-детекторами (LTM-GC, FID/FID) (Agilent, США)
Хромото-масс-спектромтерический анализ на GCMSD—SIM и GCMSMS—MRM
По полному биомаркерному и диамандоидному анализу сырой нефти и нефти, экстрагированной из керна, получатся следующие геохимические результаты:
· Определение типов керогена нефтематеринской породы на газовом хроматографе (ГХ) и газовом хроматографе с масс-спектрометром (ГХ-МС);
· Определение термической зрелости нефти или нефтематеринской породы во время генерации иформации;
· Определение типа нефтематеринской породы (глинистые, карбонатные);
· Определение степени биодеградации и степени размытия водой;
· Определение условий осадконакопления во время седиментации и сохранения органического вещества (нефть морского, терригенного, озерного или дельтового происхождения);
· Определение окислительно-восстановительных условий во время осадконакопления нефтематеринской породы
· Определение типа исходного органического вещества (планктоновое, водорослевое, бактериальное либо смешанное);
· Определение возраста нефти и/или нефтематеринских пород;
· Полный анализ биомаркеров и диамандоидов в составе нефти;
· Определение дополнительных изменений состава нефти во время миграции и в резервуарных условиях;
· Определение характеристик нефти: парафинистость, соотношение концентрации насыщенных и ароматических фракций;
· Фингерпринтинг и корреляция “нефть-нефть”, “нефть-нефтематеринская порода”;
В) По анализу Rock-Eval пиролиз, следующие информации можно получить:
— Генеративный потенциал нефтематеринской породы и содержания Cорг (TOC);
— Определение типа органического вещества и типа керогена
— Определение термической зрелости пород
— Мигрировавшие и искомые углеводороды породы;
— Определение других характеристик пород
С) По результатам анализа отражательной способности витринита определяется следующие параметры:
— термическая зрелость нефтематеринской породы;
— тип мацерала.
Анализ воды на ионном хроматографе и MP—AES
Проведение анализов методом ионной хроматографии и атомно-эмиссионного спектрометра с индуктивно-связанной плазмой
| Нариман Сарсенбеков
Директор департамента лабораторных исследований Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» в г.Атырау 060015, г.Атырау, с.о. Геолог, с. Бирлик, промышленная зона Телемунара, ст-е 4 Рабочий телефон: 8 (7122) 762 501 Сотовый тел.: +7 701 488 89 49 e—mail: Sarsenbekov.N@llpcmg.kz |
Есимхан Сейтхазиев
Заведующий лабораторией геохимических исследований нефти, воды и породы Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» в г.Атырау 060015, г.Атырау, с.о. Геолог, с. Бирлик, промышленная зона Телемунара, ст-е 4 Рабочий телефон: 8 (7122) 762 533 Сотовый тел.: 8(778)1870122 e—mail: Seitkhaziyev.Y@llpcmg.kz |