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

Опыты показали также, что потери углеводородных газов

уменьшаются при их хранении над подкисленным солевым за­ твором.

При хранении проб углеводородных газов над водой в тени потери меньше, чем на свету.

Из всего изложенного следует, что длительное хранение проб бурового раствора и шлама, содержащих углеводородные и неугле­ водородные газы, а также свободные углеводородные и неуглево­ дородные газы и их смеси, приводит к значительным' потерям газа

в хорошо закупоренных опрокинутых колбах или бутылках. Допустимое время хранения проб, содержащих больше 0,2 мл/л растворенных углеводородных газов, должно быть не бо­ лее 20 сут, если дегазация проводится на приборах СД-1 или ГБЭ. Для проб с малым содержанием углеводородных газов « 0 ,2 мл/л) следует допустимое время хранения сократить до 10 сут.

2. Пробы газа, извлеченного из воды, глинистого раствора, шлама и керна при различных степенях дегазации, могут хра­ ниться в стеклянных пробоотборниках с тщательно смазанными, хорошо притертыми и проверенными на герметичность кранами: метан — до 20 сут, а этан, пропан и бутан — до 10 сут. Время хра­

пробоотборниках с притертыми смазанными кранами нельзя, так как их потери даже при непродолжительном хранении очень велики.

3. При хранении проб газа в бутылках или колбах над водой необходимо, чтобы концентрация газа в пробе была максимальной, а объем водяного затвора — минимальным. При хранении проб газа в темноте потери меньше, чем на свету. Лучше всего хранить пробы газа над весьма малым водяным затвором. После отбора части газа для избежания значительного водяного затвора следует оставшийся газ перевести в бутылку или колбу меньшего объема или, если условия разрешают, разбавить оставшийся газ воздухом.

5. Время хранения проб с весьма малым содержанием угле­

водородных газов следует сократить до минимума (не более

3 сут).

29

Глава II

ДЕГАЗАЦИЯ ВОДЫ, ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА, ШЛАМА И КЕРНА

Для определения содержания углеводородных газов в отобран­ ных при геохимических исследованиях пробах воды, глинистого ра­ створа, шлама и керна необходимо пробы дегазировать и в извле­ ченном газе определять интересующие компоненты. Прежде всего необходимо выяснить, не происходит ли в процессе дегазации обра­ зование побочных продуктов, которые могут исказить результаты анализа извлеченных газов.

Степень извлечения различных газов, достигаемая при помощи разных дегазаторов, различна. Следует поэтому выяснить, как из­ меняется состав извлеченного газа при изменении степени дегаза­ ции пробы.

Для оценки различных приборов, применяемых для дегазации, нужно изучить влияние различных факторов на степень извлечения углеводородных газов, установить критерии для их оценки и выра­ ботать методику проведения сравнительных испытаний.

Поскольку информацию о наличии газоотдающих пластов мы получаем при помощи бурового раствора, необходимо остано­ виться на его свойствах.

О БУРОВЫХ РАСТВОРАХ

В процессе бурения скважины газ вместе с обломками разбури­ ваемых пород поступает в буровой раствор и вследствие циркуляции выносится на дневную поверхность. По мере подъема шлама к дневной поверхности содержащийся в нем газ переходит в буровой раствор.

Во время перерыва циркуляции, когда неподвижный буровой раствор находится в длительном соприкосновении с газоотда­ ющими пластами, он обогащается газами, которые при возобнов-

30

леиии циркуляции выносятся вместе с ним на дневную поверхность. Для очистки забоя скважины в основном применяются глини­ стые растворы и вода. В последнее время для очистки забоя сква­ жины от шлама все чаще применяется продувка скважины

воздухом и другими газами.

Глинистые растворы

При бурении скважин глинистые растворы применяются: 1) для очистки забоя от разбуриваемой породы (шлама); 2) для глиниза­ ции стенок скважины; 3) для удержания шлама во взвешенном состоянии; 4) для создания противодавления на разбуриваемые породы; 5) для борьбы с поглощениями, газо- и водопроявлениями и обвалами стенок скважины; 6) для охлаждения долота в про­ цессе бурения. Из перечисленных функций главными являются глинизация стенок скважины и удержание шлама во взвешенном состоянии во время перерыва циркуляции [54].

Свойства глинистого раствора. Для характеристики глинистого раствора используется ряд величин, из которых основные: 1) плот­ ность; 2) условная вязкость; 3) водоотдача; 4) статическое напря­ жение сдвига; 5) общее содержание газа в глинистом растворе.

Плотность бурового раствора определяется на буровой при по­ мощи ареометра, условная вязкость — при помощи стандартного полевого вискозиметра (СПВ-5). Водоотдача и некоторые другие свойства раствора часто определяются в культбудке бурильщиков, Что касается величины статического напряжения сдвига глинистого раствора, то она определяется на буровой довольно редко, но там, где она известна, она должна использоваться для газового каро­ тажа.

Общее содержание газа в глинистом растворе, если оно на буро­ вой не определяется, может быть определено при термовакуумной дегазации проб бурового раствора в процессе проведения газового каротажа. Следует отметить, что степень извлечения газа из гли­ нистого раствора на всех применяемых в настоящее время желобных дегазаторах в значительной степени зависит от его газонасы­ щенности и вязкости. При термовакуумной дегазации глинистого раствора на многих приборах эти факторы заметной роли не иг­ рают.

Химическая обработка глинистого раствора. Для улучшения свойств глинистого раствора к нему добавляют различные реагенты, основные из них: 1) углещелочной реагент (УЩР); 2) торфощелоч­ ной реагент (ТЩР); 3) сульфит-спиртовая барда; 4) карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ); 5) каустическая сода и др. [12].

Из перечисленных реагентов 1, 2 и 5 — щелочные, 3 и 4 часто добавляются вместе с щелочами. Щелочной характер бурового ра­ створа после добавки этих реагентов следует учитывать при выяс­ нении причин появления водорода в буровом растворе. Кроме того, в присутствии первых четырех реагентов при термической

31

дегазации могут образоваться некоторые побочные продукты. Опыты показали, что при кипячении воды и глинистого раствора при 100° С с добавками УЩР образуется окись углерода, а с до­ бавками КМЦ — окись углерода и водород.

Кроме указанных реагентов для улучшения свойств глинистого раствора часто добавляется сырая нефть. Добавление нефти зна­ чительно осложняет условия проведения газового каротажа.

Утяжеление глинистого раствора. Для предотвращения обвалов стенок скважины и возможных газонефтепроявлений нередко при­ ходится увеличивать плотность бурового раствора. Глинистые ра­ створы, приготовленные из обычных глин, имеют плотность менее 1,3 г/см3. Утяжеление бурового раствора за счет повышения содер­ жания глины сопровождается чрезмерным повышением вязкости, поэтому применяются добавки с большой плотностью: гематит, магнетит, барит и концентрат колошниковой пыли.

В газовом каротаже необходимо учитывать, что утяжеление бурового раствора может в сильной степени повлиять на газо­ отдачу пласта. На степень извлечения газа из бурового раствора его влияние невелико.

Очистка глинистого раствора от шлама. Выходящий из сква­ жины буровой раствор может быть вновь закачан в скважину лишь после того, как он освободится от шлама. Очистка бурового ра­ створа от шлама проводится двумя способами: гидравлическим и принудительным.

Гидравлический способ основан на естественном осаждении шлама под действием силы тяжести во время его движения по желобу и мернику. Этот способ не обеспечивает хорошей очистки глинистого раствора от шлама, поэтому в дополнение к нему при­ меняется принудительный способ очистки. Последний осуществля­ ется с помощью вибрационных сит, сит-конвейеров, самовращаю­ щихся сепараторов и гидроциклонов. Значительно очищенный от шлама глинистый раствор поступает в мерник, откуда он закачи­ вается насосом обратно в скважину.

Очистка глинистого раствора от значительных количеств газа.

Кроме шлама выходящий из скважины буровой раствор содержит воздух и газ, поступившие в него из разбуренного пласта. Во время прохождения глинистого раствора по желобной системе часть со­ держащихся в нем газов улетучивается. Однако бывают случаи, когда вследствие большой вязкости глинистого раствора и других причин эта часть невелика, и глинистый раствор поступает обратно в скважину со значительным содержанием газа. В присутствии зна­ чительных количеств газа в буровом растворе заметно уменьшается его плотность, увеличивается вязкость и снижается производитель­

ции глинистого раствора бурильщики применяют физико-химиче­ ские и механические способы. К первым относится введение в гли­ нистый раствор поверхностно-активных веществ (пеногасителей),

32

способствующих выделению газа: дубильных кислот, спиртов и не­ которых нефтяных продуктов. Механические способы: установка перегородок на пути следования бурового раствора по желобу, применение глиномешалок непрерывного действия, а также спе­ циальных дегазаторов.

Общее содержание газа в глинистом растворе влияет и на ре­ зультаты газового каротажа, поэтому его определение весьма желательно.

Использование воды в качестве

промывочной жидкости

Вода может применяться в качестве бурового раствора только в тех районах, где разрез в определенном интервале сложен устой­ чивыми породами, не нуждающимися в глинизации. Так как вода не может удержать шлам при отсутствии циркуляции, необходимо промыть скважину перед остановкой циркуляции до полной смены жидкости в затрубной пространстве. Несмотря на указанные недо­ статки, которые ограничивают применение воды в качестве буро­ вого раствора, вода имеет и некоторые преимущества перед глини­ стым раствором. При использовании ее увеличивается мощность на долоте, повышается производительность грязевых насосов и турбобуров и уменьшается их износ. Следует отметить, что в про­ цессе циркуляции воды по скважине мелкодисперсные частицы разбуриваемых пород образуют с ней суспензию.

Продуктивные нефтеносные и газоносные горизонты вскрыва­ ются обычно не на воде, а на глинистом растворе. При проведении газового каротажа на скважинах, где бурение ведется на воде, не­ обходимо учесть, что потери газа при перемещении воды по желобной системе весьма велики, и дегазатор следует установить как можно ближе к устью скважины. Вода, поступающая в мерник после прохождения желобной системы, содержит мало газа, вслед­ ствие чего остаточная газонасыщенность воды, закачиваемой в скважину, невелика. Следует отметить, что вода легко освобожда­ ется не только от газа, но и от шлама.

Степень извлечения газа из воды на всех применяемых желобных дегазаторах значительно выше, чем из глинистого раствора.

Нефтеэмульсионные растворы

Нефтеэмульсионные растворы — это промывочные жидкости,

.состоящие из воды, нефти и эмульгатора.

Достоинства этих растворов: 1) увеличивают скорость проходки; 2 ) увеличивают срок службы долота; 3) улучшают состояние ствола скважины; 4) снижают плотность промывочной жидкости и др. Снижение плотности промывочной жидкости весьма важно при поглощениях.3