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

до 25 мл/л (45 опытов) максимальное значение больше минималь­ ного в 40 раз; для интервала от 25 до 50 (28 опытов) — в 20 раз, а для интервала с концентрацией выше 50 мл/л (8 опытов) мак­ симальная степень извлечения больше минимальной в 6,5 раза. Однако средние значения степени извлечения для всех изученных интервалов отличаются друг от друга в 3 раза.

Для скв. 348 наибольшая разница между максимальной и ми­

различаются всего лишь в 2 раза. Для скв. 6 максимальное значе­ ние в 7 раз больше минимального, а величины средних значений, если не считать растворов с содержанием газа до 10 мл/л, раз­ личаются в 3 раза. Для скв. 342 для интервала от 10 до 50 мл/л максимальное значение больше минимального в 5 раз, а средние значения различаются в 2 раза.

Если сравнить средние величины по трем скважинам — 348, 6 и 342, то они отличаются друг от друга только в 4 раза.

Из приведенных в табл. 36 результатов нельзя установить за­ кономерное изменение степени извлечения от содержания углеводо­ родных газов в глинистом растворе, а также от вязкости раствора и его температуры. Из приведенных результатов видно, что сте­ пень извлечения, достигаемая при помощи поплавкового дегаза­ тора, непостоянна, она меняется в зависимости от многих причин, которые трудно учесть. Этим недостатком страдает не только по­ плавковый, но и все применяемые в настоящее время желобные дегазаторы.

Калибровка желобных дегазаторов

Для ориентировочной оценки газонасыщенности бурового ра­ створа рядом авторов [49] применяется методика калибровки желобного дегазатора по результатам определения газонасыщенности бурового раствора путем отбора отдельных проб, их'полной дега­ зации па лабораторном дегазаторе и анализа извлеченного газа. По показаниям газоанализатора станции Гс в % и результатам анализа газа, извлеченного при полной дегазации проб бурового раствора q в см3/л, строят кривую, на оси абсцисс откладывают

способе калибровки допускаются значительные погрешности. Од­ нако из-за отсутствия желобного дегазатора с постоянной сте­ пенью извлечения такая методика в настоящее время допустима. Для уменьшения погрешности, получаемой по этой методике, необ­ ходимо калибровать дегазатор ежедневно и всякий раз, когда ме­ няются вязкость бурового раствора и его общая газонасыщенность. При этом калибровку следует проводить не по отдельным случай­

204

ным пробам, а по значительному количеству проб (>10), отобран­ ных через определенные промежутки времени.

Для получения более точных сведений о газосодержании буро­ вого раствора необходимо сконструировать желобной дегазатор с постоянной степенью извлечения.

О возможности определения количества газа, выносимого буровым раствором, путем отбора проб

Для ' определения количества газа, поступающего в буровой раствор из выбуренной породы в процессе бурения скважины, от­ бирают пробы бурового раствора, которые дегазируют на термо­ вакуумных дегазаторах, а извлеченные газы анализируют на хро­ матографических приборах.

Необходимо было выяснить, как велики погрешности при опре­ делении количества углеводородных газов, выносимых буровым раствором на дневную поверхность при периодическом отборе проб, и установить условия наиболее точного его определения. Это даст возможность по данным периодического газового каротажа определять остаточную газонасыщенность разбуриваемых пород.

Для решения этого вопроса в процессе бурения различных скважин на Щелковском и Калужском подземных газохранили­ щах в циркулирующий буровой раствор запускался газ, и на вы­ ходе из затрубного пространства или у устья скважины отбира­ лись пробы бурового раствора, которые дегазировались, а извле­ ченные газы анализировались на хроматографе. Все опыты проводились в процессе бурения скважин, обсаженных от 0 до 400 м колонной диаметром 25,4 см. Количество запущенного газа определялось по уменьшению его давления в баллоне по формуле

в колбы объемом 100 мл по одной или две пробы в минуту. Количество газа, выносимое буровым раствором из скважины,

определялось по формуле Кв= {qx + qz + • • . + qn)№~3 Qi, Ѵв — ко­ личество газа, выносимое буровым раствором из скважины; qit q2, qn — газосодержание отдельных проб бурового раствора; Q —-ско­ рость циркуляции бурового раствора; t — время между отбором со­ седних проб.

Результаты, полученные при запуске метана в процессе буре­ ния . различных скважин на Щелковском подземном газохрани­ лище, приведены в табл. 37.

Из табл. 37 видно, что количество газа, выносимое буровым раствором из скважины, определенное по результатам анализа газа,

205

206

извлеченного из проб бурового раствора, отобранных через 1 мин, отличается от количества запущенного газа в среднем на 18% при максимальной погрешности 28% и минимальной 6%.

Из изложенного видно, что путем отбора проб бурового ра­ створа через 1 мин можно определить количество газа, выносимое буровым раствором из скважины.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА, ПОСТУПАЮЩЕГО В СКВАЖИНУ

Для выработки методики определения газонасыщенности буро­ вого раствора, входящего в скважину, нами проведены опытные работы в процессе бурения скважин на подземных газохранили­

после запуска газа.

Из рис. 80,а видно, что за время отбора проб буровой раствор проделал по скважине четыре цикла, и каждый цикл отмечается на газокаротажной кривой интервалами высоких газопоказаний. При рассмотрении такой диаграммы создается ложное представ­ ление о многократном обогащении бурового раствора метаном, в то время как газообогащение произошло только однажды. Для прео­ доления этого недостатка мы построили кривую газового каротажа по приращению газосодержания бурового раствора. Кривая при­ ведена на рис. 80,6.

207

пики, связанные с повторением однажды уже отмеченных газопоказаний, отпадают. На газокаротажной кривой остается только один пик, связанный с первоначальным газообогащением бурового раствора. Количество газа, выносимого буровым раствором, рас­ считанное по этому пику, соответствует количеству газа, запущен­

ного в скважину.

Роль входящего бурового раствора изучалась нами и при вскры­

(1362—1375 м) достигло 35%, а еще через10 м (1375—1385 м) — 60%,

Результаты, полученные при проведении газового каротажа по входящему и выходящему буровому раствору в процессе бурения скв. 80 на этой же площади, приведены на рис. 81,6.

Из рис. 81,6 видно, что, как и на скв. 73, относительное газосодержание входящего бурового раствора в процессе бурения все время повышается. Если в начале бурения оно составляло 10%, то в конце бурения оно превысило 90%■ При использовании более вязких растворов или при разбуривании более 'мощных газонос­ ных и нефтеносных пластов относительное газосодержание входя­ щего бурового раствора будет еще больше.

Отсюда следует, что для получения надежных результатов не­ обходимо учитывать газосодержание входящего бурового раствора, т. е. вести газовый каротаж по приращению газосодержания буро­ вого раствора.

Результаты газового каротажа по приращению газосодержания бурового раствора в процессе бурения скв. 73 Рыбальской площади приведены на рис. 82, а.

Из рис. 82,а видно, что газоносный пласт (1352—1366 м) от­ бился максимальными газопоказаниями. При переходе от газонос­ ного пласта к водогазоносному (1366—1375 м) газопоказания зна­ чительно уменьшились. Они еще больше снизились при переходе от водогазоносного пласта к глинистому песчанику (1375—1385 м).

Близкие результаты получены и при проведении газового каро­ тажа по приращению газосодержания бурового раствора в про­ цессе бурения скв. 80 той же площади (рис. 82,6).

Из рис. 82,6 видно, что газоносный пласт (1324—1357 м) от­ бился максимальными газопоказаниями (до 42 мл/л). При пере­ ходе от газоносного пласта к водогазоносному (1357—1374 м) при­ ращение газосодержания значительно снизилось.

208