Файл: Левит А.М. Анализ газа и дегазация при разведке нефтяных, газовых и угольных месторождений.pdf

бурилась долотом диаметром 140 мм на водонефтяном растворе (плотность 1,1 г/см3 и вязкость 25 с).

Р и с . 76. Р е з у л ь т а т ы га з о в о г о к а р о т а ж а в п р о ц е с с е б у р е ­ н и я н а гл и н и с т о м р а с т в о р е с д о б а в к о й н е ф ти (4 м 3)

рис. 77.

Из рис. 77 видно, что по данным газового каротажа кровля межсолевой нефтяной залежи, вскрытой на глубине 2656 м, отби-

.вается газопоказаниями от 1 до 3% при фоновых значениях 0,2%.

182

По высоким газопоказаниям уверенно выделены пласты в интер­ валах 2656—2668 и 2707—2714 м. По данным'НГК и БК признаки нефтенасыщенности отмечены по всей толще в интервалах 2656— 2740 -м. По-видимому, пласты, выделенные по газовому каротажу, представляют наибольший интерес, так как они являются наибо­ лее проницаемыми и через них поступили углеводороды из пласта в буровой раствор.

Р и с . 77. Р е з у л ь т а т ы г а з о в о го к а р о т а ж а п о м е т а н у , э т а н у и п р о п а н у п р и б у р е н и и с кв . 67 О с т а ш к о в и ч с к о й п л о щ а д и Б С С Р н а гл и н и с т о м р а с т в о р е с д о б а в к о й н е ф ти

Иногда отдельные интервалы удается отбить по всем четырем углеводородным газам.

Приведенные результаты, как и результаты, полученные на других скважинах Припятского прогиба, показывают, что при по­ мощи хроматермографа ХГ-1Г можно надежно выделять нефте­ носные и газоносные пласты даже при наличии значительных ко­ личеств сырой нефти в буровом растворе. В зависимости от кон­ центраций различных компонентов в извлеченной газовой смеси,, для интерпретации используются метан, метан + этан, метан+• + этан + пропан и все четыре углеводородных газовых компонента.

значительные количества газообразных и парообразных углеводо­ родов. Эти загрязнения могут оказать неблагоприятное влияние при ведении газового каротажа по всем шести компонентам. Для очи­ стки газовоздушной линии от загрязнений мы поместили ее в ведро с горячей водой (80—90°) и в течение 3 ч пропускали через нее воздух. После этого прокачиваемый через линию воздух давал на хроматермографе ХГ-1Г нулевые показания по всем компонентам даже при использовании самой чувствительной шкалы прибора.

Оптимальные условия применения различных газоанализаторов при газовом каротаже. В настоящее время в газовом каротаже для непрерывного суммарного определения углеводородных газов и для их компонентного анализа применяются различные газоана­ лизаторы. Для повышения качества анализа при проведении газо­ каротажных работ в различных геолого-технических условиях необ­ ходимо было выяснить возможности и ограничения каждого газо­ анализатора в зависимости от вязкости и газонасыщенности бурового раствора и от добавления к нему значительных количеств нефти.

Показания различных газоанализаторов при проведении газо­ вого каротажа в различных геолого-технических условиях бурения скважины приведены в табл. 34.

Из табл. 34 видно, что при отсутстйии в буровом растворе зна­ чительных добавок нефти и при слабой газонасыщенности буро­ вого раствора (I; 1) следует непрерывный суммарный анализ углеводородных газов проводить на газоанализаторе с пламенно­ ионизационным детектором, а компонентный анализ — на хрома­ термографе ХГ-1Г. При средней газонасыщенности бурового рас­

мограф ХГ-1Г. При значительном содержании углеводородных

хроматермограф ХГ-1Г. Если нетекучий буровой раствор еще за­

для малонасыщенных растворов (III; 1) пригоден хроматермограф ХГ-1Г. При средней и значительной газонасыщенности сильно за­ грязненных нефтью буровых растворов и при отсутствии в них водорода и углекислого газа (III; 2, 3) следует для непрерывного суммарного анализа примёнять газоанализатор с катарометром,

184

Таблица 34

О в о з м о ж н о с т и и с п о л ь з о в а н и я р а з л и ч н ы х га з о а н а л и з а т о р о в д л я а н а л и з а га з а , и з в л е ч е н н о го и з б у р о в о го р а с т в о р а р а з л и ч н о й в я з к о с т и и га з о н а с ы щ е н н о с т и ,

с д о б а в к а м и и б е з д о б а в о к н е ф ти

Примечание. Здесь знаком «+ » отмечены условия надежной работы данного газоанали­ затора, а знаком «—» условия, когда показания газоанализатора ненадежны.

а для компонентного — хроматермограф ХГ-1Г. При наличии во­ дорода и углекислого газа и при отсутствии ловушек для их по­ глощения следует катарометр заменить хроматографом с пламенно­ ионизационным детектором.

. Из табл. 34 видно, что наиболее универсальным и чувствитель­ ным для газового каротажа является хроматермограф ХГ-1Г. Этот хроматермограф надежно работает при заливках нефти в буровой раствор, при наличии в буровом растворе значительных концентра­ ций водорода и углекислого газа, при малом содержании углево­ дородных газов в буровом растворе и при использовании буровых растворов высокой вязкости.

Из всего изложенного следует, что хроматермограф ХГ-1Г должен применяться в следующих случаях.

1. При проведении газового каротажа в процессе бурения глу­ боких скважин, где вследствие низких скоростей бурения газона­ сыщенность бурового раствора невелика и установленные на газокаротажных станциях газоанализаторы с термохимическими и тер­

185-

мокондуктометрическими детекторами часто не отмечают пройден­ ные скважиной нефтеносные и газоносные пласты.

2. При проведении газового каротажа после перерыва цирку­ ляции бурового раствора, когда вследствие малой газонасыщен­ ности бурового раствора пройденные продуктивные пласты не от­ мечаются установленными на газокаротажной станции газоанали­ заторами с термохимическими и ' термокондуктометрическими детекторами.

3. При проведении газового каротажа на скважинах, где гли­ нистый раствор содержит значительные количества водорода или углекислого газа. На применяемых газоанализаторах эти газы ис­ кажают результаты анализа, а газоанализаторы с пламенно-иони­ зационными детекторами совершенно не чувствительны к этим газам.

4.При бурении нефтяных пластов с малым газовым фактором, где вследствие малого поступления газа в буровой раствор приме­ няемые газоанализаторы могут их не отмечать.

5.При бурении скважин на весьма вязком буровом растворе, когда вследствие малой степени извлечения газа из бурового рас­ твора концентрации углеводородных газов в газовоздушной смеси очень невелики.

6.При использовании вязкого бурового раствора со значитель­

ными добавками нефти, когда катарометр дает весьма малые по­ казания.

7.Для предупреждения выбросов при подходе к продуктивному пласту. Пламенно-ионизационный газоанализатор начинает давать высокие газопоказания за несколько метров до вскрытия продук­ тивного пласта, и этим можно в ряде случаев предупредить вы­ бросы.

8.При проведении газового каротажа даже на таких площа­ дях, где применяемые газоанализаторы отбивают продуктивные пласты. Показания пламенно-ионизационного газоанализатора бо­ лее стабильны, а диапазон анализируемых концентраций значи­ тельно шире.

О возможности проведения газового каротажа в процессе бу­ рения скважины по результатам периодического анализа газа, из­ влеченного из проб бурового раствора. В настоящее время в газо­ вом каротаже используются результаты как непрерывного суммар­

ного определения углеводородных газов на газоанализаторе НГ-1, так и результаты ихпериодического компонентного анализа на хроматермографе ХТ-2М.

На выпускаемой в настоящее время газокаротажной станций АГКС-4 для непрерывного суммарного определения углеводород­ ных газов используется катарометр ДГРП-2, а для периодического компонентного анализа — весьма чувствительный хроматермограф ХГ-1Г (продолжительность анализа 2 мин) [53].

В связи со значительным сокращением продолжительности ком­ понентного анализа встает вопрос о возможности проведения га-

186

зового каротажа исключительно по результатам периодического компонентного анализа извлеченного газа. Вопрос стоит не только о возможности отбивки продуктивных пластов, но и о возможности использования результатов периодического газового каротажа для количественных расчетов.

Для выяснения погрешности, допускаемой при определении количества газа, выносимого буровым раствором на дневную по­ верхность, при отборе проб раствора через 1 мин мы из баллона в процессе циркуляции бурового раствора впустили в скважину Щелковского подземного газохранилища определенное количество метана, и затем через каждую минуту (t) отбирали пробу буро­ вого раствора (V = 120 мл). Отобранные пробы были продегазированы на дегазаторе СД-1, а извлеченные газы анализировались на

забой находился на глубине 1100 м. От 650 до 1100 м скважина бурилась долотом диаметром D2 = 247,7 мм. Давление газа в бал­ лоне до запуска рі = 60 кгс/см2, после запуска р2 = 25 кгс/см2; объем баллона Ѵб = 40 л. Запущенный в скважину индикатор вышел на поверхность через 28 мин. Скорость циркуляции бурового рас­ твора, рассчитанная по времени движения индикатора и по пас­ портным данным насоса, составляла 23 л/с.

Количество газа, выносимое буровым раствором на дневную поверхность, рассчитывалось нами по результатам анализа газа, извлеченного из отдельных проб бурового раствора, по формуле

Из приведенных данных видно, что время циркуляции бурового раствора с высоким газосодержанием составляло 14 мин (это при скорости бурения скважины 10 м/ч соответствует пласту мощно­ стью 2,3 м) и что на каждый метр проходки приходится шесть проб, этого вполне достаточно.

Количество метана, запущенного в скважину, определялось по формуле Ѵ "=(р 1— р2) Кб, У "= (60 — 25) -40=1400.

проведенных нами ранее, ошибка нередко бывала в 2—2,5 раза больше, но и погрешность в 15% в настоящее время вполне до­ пустима.

Из приведенных расчетов видно, что при периодическом ежеми­ нутном анализе газовой смеси, извлеченной из бурового раствора, можно с допустимой погрешностью определить количество газа, выносимого буровым раствором. Эти данные могут быть исполь­

187