Файл: Левит А.М. Анализ газа и дегазация при разведке нефтяных, газовых и угольных месторождений.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 27.06.2024
Просмотров: 123
Скачиваний: 1
Для компонентного анализа углеводородных газов концентра ций от 4 до 0,02% (по метану) обычно применяются хроматографы с термохимическими детекторами. Верхняя граница может быть при хроматографическом анализе несколько повышена путем уменьшения объема пробы анализируемого газа, а нижняя может быть несколько понижена путем увеличения объема пробы. Для анализа углеводородных газов низких концентраций используются хроматографы с пламенно-ионизационными детекторами, а для высоких — хроматографы с термокондуктометрическими детекто рами.
О ГАЗАХ, ОПРЕДЕЛЯЕМЫХ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ
ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ
Углеводородные газы являются основной частью газов нефтя ных, газоконденсатных, газовых и каменноугольных месторожде ний. Они входят также в состав болотных, торфяных и других газов поверхностных отложений. В газах газовых и газоконденсат ных залежей, в попутном нефтяном газе и в каменноугольных га зах часто содержатся и неуглеводородные газы.
О составе газов нефтяных, газовых и угольных месторождений
Основным компонентом газовых и газоконденсатных месторож дений, а также попутного нефтяного газа является метан. Его кон центрация в этих газах значительно превышает концентрацию любого другого углеводородного компонента, поэтому углеводо родные газы, входящие в состав газовых и газоконденсатных за лежей и попутного нефтяного газа, условно разделяются на метан
итяжелые предельные углеводороды.
Ктяжелым предельным углеводородам относятся этан, пропан,
бутан, пентан, гексан и др. Содержание тяжелых углеводородов |
|
в углеводородной смеси |
наименьшее в газах газовых залежей, |
где оно обычно составляет |
1—2% и лишь в отдельных случаях до |
ходит до 10% и более. В газах газоконденсатных месторождений содержание тяжелых углеводородов обычно составляет 5—10%, а в попутном нефтяном газе — от 5 до 90%. Весьма малые концен трации тяжелых углеводородов наблюдаются в газах угольных месторождений, в болотных, торфяных и других газах поверхност ных отложений.
Из неуглеводородных газов часто содержатся углекислый газ, сероводород, азот и редкие газы. Содержание углекислого газа в природном газе составляет 0,1%, но иногда оно достигает 3% и более, в газах тазоконденсатных залежей оно равно 0,2%, а в по путном нефтяном газе от 0,1 до 10%.
194
Сероводород обычно отсутствует в рассматриваемых нами га зах, иногда он присутствует в виде следов, а в отдельных случаях его концентрация доходит до 3%.
Содержание азота и редких газов в газовых и газоконденсат ных залежах обычно невелико ~ 1% , но в отдельных случаях до стигает 10% и более, а в попутном нефтяном газе — до 50%.
Всостав газов угольных месторождений также входят азот, углекислый газ и другие неуглеводородные газы.
Внастоящее время при газогеохимических исследованиях опре деляются углеводородные газы, неуглеводородные — только при проведении опытных работ.
О газах, определяемых при газовом каротаже в процессе бурения скважин на буровом растворе без добавок нефти
При газовом каротаже, проводимом в процессе бурения сква жин, непрерывно определяется суммарное содержание углеводо родных газов в газовой смеси, извлекаемой из циркулирующего по скважине бурового раствора. Увеличение концентраций углеводо родных газов в газовой смеси указывает на увеличение их содер жания в буровом растворе, а следовательно, и в разбуриваемом пласте. Для непрерывного суммарного определения углеводород
ных газов в газовом |
каротаже применяются газоанализаторы |
||
с термохимическими, |
термокондуктометрическими |
и пламенно |
|
ионизационными детекторами. |
|
||
Часть газа периодически |
анализируется на хроматографах, где |
||
определяются концентрации |
шести углеводородных |
компонентов |
(от метана до гексана включительно). По содержанию тяжелых углеводородных газов в извлеченной из бурового раствора газо вой смеси часто удается определить характер насыщения пласта (нефть—газ). Для компонентного анализа углеводородных газов используются установленные на газокаротажных станциях хроматермографы с термохимическим (ХТ-2М) и пламенно-ионизацион ным (ХГ-1Г) детекторами. Поскольку продолжительность анализа на хроматермографе ХГ-1Г невелика (2 мин), можно во многих случаях отказаться от непрерывной методики суммарного анализа.
Результаты анализа газа, извлеченного из циркулирующего бурового раствора без добавок нефти в процессе бурения сква жины, используются и для некоторых количественных расчетов. При этом считают, что углеводородные газы поступают в буровой раствор только из выбуренной породы.
Для получения более надежных результатов следует вести газовый каротаж по приращению газосодержания бурового рас твора.
13* |
195 |
О газах, определяемых при газовом каротаже
после перерыва циркуляции бурового раствора без добавок нефти
Газовый каротаж после перерыва циркуляции, или, как его часто называют, газовый каротаж после бурения (ГКПБ), прово дится после длительной остановки циркуляции бурового раствора (обычно >30 мин). В отличие от газового каротажа в процессе бурения, где газ поступает в буровой раствор из выбуренной по роды, здесь газ поступает из пласта в буровой раствор под влия нием фильтрации, диффузии и других факторов [66]. Методика
суммарного анализа газа, извлеченного из бурового |
раствора |
после перерыва циркуляции, мало чем отличается от |
методики |
суммарного анализа, проводимого в процессе бурения.
Что касается компонентного анализа, то необходимо учесть, что буровой раствор проходит по скважине очень быстро, и число ана лизов или проб, отобранных для анализа, ограничено. Для получе ния более надежных результатов желательно газовый каротаж после перерыва циркуляции также вести по приращению газосодержания бурового раствора. Для этого необходимо до остановки циркуляции определять газосодержание бурового раствора, посту пающего в скважину. По результатам газового каротажа после перерыва циркуляции часто удается отбить пласты, которые при газовом каротаже в процессе бурения себя не проявили [66].
Точно привязать результаты газового каротажа после перерыва циркуляции к определенному интервалу глубин скважин весьма затруднительно. Невозможно также в настоящее время использо вать их для каких-либо количественных расчетов.
При проведении комплексного газового каротажа результаты газового каротажа после перерыва циркуляции обрабатываются и интерпретируются отдельно.
О газах, определяемых
*при газовом каротаже в процессе бурения скважин с продувкой воздухом
Бурение скважин с продувкой воздухом иногда проводится для увеличения притока нефти из маломощных пластов. Так, на Спас ском нефтяном месторождении, расположенном в Прикарпатском прогибе, для увеличения притока нефти из маломощных пластов (2—4 м) скважины обсаживались колонной, диаметром 20,3 см, и бурение этих пластов велось с продувкой воздухом. Как известно, при таком способе очистки скважины возможны скопления угле водородных газов в продуваемом воздухе, способные вызвать взрыв. Поэтому в задачу газового каротажа входило, кроме от
196
бивки газосодержащих пластов, предупреждение взрыва при появ лении в продуваемом воздухе взрывных концентрации углеводо родных газов. В ряде случаев для предупреждения взрыва про дувка ведется не воздухом, а азотом.
Для подачи части продуваемого газа на газокаротажную стан цию для определения концентрации углеводородных газов газо воздушная линия одним концом присоединялась к патрубку, уста новленному в конце выкидной грубы, а вторым — к панели газо анализатора станции. Отводимая для анализа часть смеси воздуха с шламом пропускалась через фильтр, и очищенный от шлама воз дух подавался к газоанализатору для определения содержащихся в нем углеводородных газов. При высокой производительности компрессоров (>70 м3/мин) воздух поступал в газовоздушную линию и газоанализатор под давлением, возникающим в выкидной трубе.
Отставание забойной воздушно-шламовой смеси определялось по времени движения по скважине добавляемых поверхностно-ак тивных веществ. Определения показали, что при глубине скважины 2000 м отставание составляет около 5 мин.
При появлении в продуваемом воздухе взрывоопасных концен траций углеводородных газов оператор газокаротажной станции подавал сигнал бурильщику.
Опытные работы по проведению газового каротажа на скважи нах, бурящихся с продувкой воздухом, проводились на Спасском нефтяном месторождении работниками Стрыйской промыслово-гео физической экспедиции [15]. В скв. 35 в интервале глубин 1329— 1467 м при скорости бурения скважины 10—15 м/ч были вскрыты три песчаных пласта, которые отметились высокими газопоказаниями: первый 8—12%, а второй и третий — от 28 до 36%. Такое обильное выделение углеводородных газов связано с тем, что при воздушной продувке в скважинё не происходит задавливания флюида в пласт фильтратом бурового раствора, как это бывает при обычных условиях промывки. Обогащение продуваемого воз духа углеводородными газами происходит как за счет свободного газа, поступающего из пласта, так и за счет дегазации выдува емого шлама.
На основании проведенных работ авторы пришли к следующим выводам: 1) газовый каротаж на скважинах, где бурение ведется с продувкой воздухом, дает возможность отбить маломощные низ кодебитные пласты, не отмечаемые при обычных условиях про мывки скважин; 2) результаты, получаемые при проведении газо вого каротажа на скважинах, где бурение ведется с продувкой воздухом, весьма ценны для предупреждения взрыва.
Для ведения газового каротажа на скважинах, где бурение ве дется с продувкбй воздухом, вследствие высоких концентраций углеводородных газов в анализируемой смеси и отсутствия иска
жающего влияния побочных газов, |
пригодны все применяемые |
в газовом каротаже газоанализаторы. |
Необходимо, однако, учесть, |
197
что при очень высоких концентрациях углеводородных газов в продуваемом воздухе (>4% ) термохимический детектор непри годен. Он также не пригоден, когда продувка скважины ведется азотом.
О газах, определяемых при газовом каротаже при разведке угольных месторождений
Для расчета природной газонасыщенности угольных пластов используются результаты, полученные: 1) при определении суммар ных газопоказаний при помощи газокаротажной станции; 2) при периодическом определении газонасыщенности проб бурового ра створа на входе и выходе; 3) при определении остаточного газосодержания керна и шлама [9].
Следует отметить, что бурение углеразведочных скважин про водится с отбором керна по всему разрезу. Выход керна при раз буривании угольных пластов невелик.
Газы угольных месторождений представлены в основном мета ном и азотом. Содержание тяжелых углеводородов в них очень не велико [55].
Для определения количества газа, попавшего в буровой ра створ в скважине из угля при перебурке пласта, пользуются урав
нением |
газового |
баланса Q= qK(x — a )+ q m(x — b ) + Q Bx + |
QcT, |
где Q — количество |
газа, попавшего в буровой раствор в сква |
||
жине из |
угля при перебурке пласта; (Эобщ — количество газа, |
вы |
несенного на поверхность буровым раствором за период перебурки
угля и выхода угольного |
шлама; qK— масса |
выбуренного керна |
|||
угля; X — природная газонасыщенность угля; |
а —•газосодержание |
||||
керна |
на |
поверхности; |
qm— масса |
шлама; |
b — газосодержание |
шлама |
на |
поверхности; |
Q BX — количество |
газа, поступающего |
|
с входящим буровым раствором в |
скважину; Q 0T — количество |
газа, выделившегося из угольных стенок скважины.
Из приведенного уравнения выводится формула для определе ния природной газонасыщенности угля:
д.__ Q 4- Ука 4- ЯщЬ — 9ст
—Чк + Чш
Каменноугольные газы разделяются на свободные, встречаю щиеся в виде скоплений в каменноугольных месторождениях, и сорбированные. В сорбированных газах содержание тяжелых угле водородов значительно больше, так как тяжелые углеводороды сильнее адсорбируются на поверхности.
По классификации Жемчужникова в формировании углей вы деляются следующие стадии: 1) превращение растительных остат
ков в торф; 2) превращение торфа в бурый уголь; |
3) превращение |
бурого угля в каменный уголь; 4) превращение |
каменного угля |
в антрацит. |
|
198