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

Количество добавляемой нефти колеблется от 5 до 30%. С уве­ личением добавки нефти снижается водоотдача раствора.

При бурении скважин на нефтеэмульсионном растворе вести газовый каротаж по обычной методике весьма затруднительно. Большие трудности возникают при использовании газоанализато­ ров с термохимическими детекторами, которые весьма чувстви­ тельны к тяжелым углеводородам, вносимым в буровой раствор нефтью. В этих условиях следует применять газоанализаторы с катарометрами для суммарного определения углеводородных газов и хроматографы с пламенно-ионизационными детекторами для их компонентного анализа.

Использование воздуха для очистки забоя в процессе бурения скважины

Бурение скважины с продувкой воздухом проводится в тех райо­ нах, где выше продуктивных пластов отсутствуют водоносные пес­ чаники с большим притоком вод. Очистка забоя воздухом или дру­ гим газом имеет ряд преимуществ: 1) увеличивается скорость бурения; 2 ) увеличивается интервал проходки на одно долото;

3)разбуриваются без осложнений зоны поглощения; 4) увеличива­ ется отдача продуктивных пластов; 5) значительно снижается стои­ мость бурения. К недостаткам относятся: 1) затруднения при борьбе с обвалами; 2 ) трудность регулирования пластового давле­ ния; 3) возможность образования взрывоопасных газовых смесей;

4)ограничение возможности проведения геофизических работ. Для предупреждения возможности взрыва при образовании взрыво­ опасных газовых смесей в настоящее время сконструирован спе­ циальный сигнализатор.

Бурение скважин с очисткой забоя воздухом не требует измене­ ния монтажной схемы наземного оборудования, а требует лишь не­ которых добавлений к существующим схемам.

Когда бурение с очисткой забоя воздухом проводится в интерва­ лах, представляющих интерес для газового каротажа, можно при­ способить газокаротажную станцию для работы в этих условиях. Для этого требуется приспособление для отвода и очистки части газа от шлама и подачи его от скважины к газоанализатору станции.

«УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ф о н »

ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА

Довольно часто глинистый раствор еще до прохождения газо­ отдающих пластов содержит некоторое количество углеводородных газов. Содержание углеводородных газов в свежеприготовленном глинистом растворе обычно называют «углеводородным фоном» глинистого раствора.

34

Для выяснения причин появления «углеводородного фона» в глинистом растворе, впервые поступающем на скважину, т. е. содержания в нем углеводородных газов, нами определялось со­ держание углеводородных газов в глине, используемой для приго­ товления глинистого раствора, в воде, применяемой для растворе­ ния глины, и в готовом глинистом растворе, приготовленном на скважине или на глинозаводе [21].

Исследовалась глина, поступающая из карьера на глинозаводы промыслов Зыбза и Бугундырь (Краснодарский край) и глина, поступающая для приготовления глинистых растворов на промыс­ лах Елшанка (Саратовская область), вода завода промысла Бугундырь, поступающая по водопроводу из Абинска, и вода из специальной скважины, подаваемая на промысел Елшанка, а также готовые глинистые растворы, приготовленные на глинистом заводе промысла Бугундырь и на некоторых скважинах промысла Елшанка. Результаты определения содержания углеводородных газов в глине приведены в табл. 7.

Из табл. 7 видно, что в глине промысла Елшанка углеводород­ ные газы отсутствуют, а в глине завода промысла Бугундырь со­ держится незначительное количество углеводородных газов. Мак­ симальное содержание углеводородных газов не превышает 0,81 мл на 1 кг .глины.

Содержание углеводородных газов не более 0,07 мл на 1 кг глины наблюдалось нами во многих случаях. Во всех случаях эти газы представляли собой тяжелые углеводороды.

Результаты определения содержания углеводородных газов в воде, применяемой для приготовления глинистого раствора на промыслах Бугундырь и Елшанка, приведены в табл. 8 .

Из табл. 8 видно, что вода, применяемая для приготовления глинистого раствора в районе'Елшанки, содержит значительное количество углеводородных газов, состоящих в основном из метана. Ясно, что углеводородные газы, содержащиеся в такой воде, ска­ жутся на фоне глинистого раствора. Содержание же углеводород­ ных газов в воде, поступающей на завод Бугундырь, невелико.

То, что эти газы состоят исключительно из тяжелых углеводородов и их содержание в воде сильно колеблется, показывает, что они могли появиться в результате случайного попадания нефти в воду.

Результаты опытов по изучению содержания углеводородных газов в глинистых растворах, приготовленных на глинозаводе промысла Бугундвірь и на различных скважинах промысла Елшанка, приведены в табл. 9.

Таблица 9

Суммарное содержание углеводородных газов в глинистом растворе в мл/л

Из табл. 9 видно, что содержание углеводородных газов в све­ жем глинистом растворе,, приготовленном на заводе промысла Бугундырь, колеблется от 10,8 мл до 0,54 мл на 1 л глинистого раствора. При этом большая часть горючих приходится на долю тяжелых углеводородов. 4

Основная часть углеводородных газов в готовом растворе, при­ готовленном на глинозаводе промысла Бугундырь, получается за счет систематической заливки в общий бассейн отработанного глинистого раствора, содержащего значительные количества нефти. Нефть попадала в отработанный глинистый раствор при его цир­ куляции через продуктивные пласты, а также при специальных заливках нефти в глинистый раствор. Газосодержание свежего глинистого раствора промысла Елшанка вызвано водой, на которой

36

приготовлен раствор, содержащиіі большие количества углеводо­ родных газов.

Из изложенного видно, что фон свежеприготовленного глини­ стого раствора зависит от содержания углеводородных газов в воде, применяемой для приготовления глинистого раствора, и от добавки к свежеприготовленному раствору на глинозаводах отра­ ботанного раствора, содержащего значительные примеси нефти. Газосодержание же исходной глины в меньшей степени влияет на фон свежеприготовленного глинистого раствора.

Что касается газосодержания входящего бурового раствора при разбуривании углеводородосодержащих пластов, то до сих пор оно мало изучено [45]. Правда, были некоторые попытки путем отбора единичных проб входящего бурового раствора определять содер­ жащиеся в нем углеводородные газы. Однако при этом нередко получалось, что содержание углеводородных газов в пробах входя­ щего раствора было не меньше, чем в выходящем. Такое явление наблюдалось тогда, когда после прохождения газонасыщенных пла­ стов разбуривались пласты, содержащие незначительные количе­ ства углеводородных газов, или когда циркуляция бурового ра­ створа проводилась без бурения, т. е. когда приращение газосодер­ жания бурового раствора было очень невелико. Бывали также случаи, когда во входящем буровом растворе отмечались такие высокие газопоказания, каких вообще не было в выходящем ра­ створе. Такие случаи наблюдались не часто и, по-видимому, были связаны с тем, что при отборе проб выходящего бурового раствора были пропущены порции с максимальным содержанием углеводо­ родных газов. Это могло также иметь место и при добавлении

к б\ровому раствору значительных количеств нефти или пеногасцтеля.

Для выяснения роли газонасыщенности входящего бурового ра­ створа нами использовалась методика запуска газа в буровой раствор в процессе бурения скважины. Для проведения этих работ необходимо было подобрать скважины [40], где разбуриваемые пла­ сты содержат весьма малые количества углеводородных газов и их содержание в применяемом буровом растворе также невелико. Такие условия имеют место при бурении скважин на Щелковском подземном хранилище. Все скважины газохранилища в интервале от нуля до 400 м обсажены колонной диаметром 25,4 см, что пре­ пятствует проникновению углеводородных газов в буровой раствор.

Газ запускался в циркулирующий буровой раствор в процессе бурения скважины следующим образом. Во время спуско-подъем­ ных операций или при наращивании бурильного инструмента от штуцера, где крепится манометр бурильщика, отвинчивался мано­ метр, и на его место ввинчивался тройник. На верхней части трой­ ника закреплялся манометр, а на боковой — ввинчивался кран. К крану присоединялась латунная трубка, идущая к редуктору, надетому на баллон с метаном. Для избежания попадания буро­ вого раствора в коммуникации установки сначала открывался

37

вентиль баллона, затем кран редуктора и лишь после этого кран, соединяющий систему с буровым раствором. Метан запускался в циркулирующий буровой раствор в течение 3—5 мин, после чего краны закрывались в обратном порядке. Перед запуском при по­ мощи образцового манометра замерялось давление метана в бал­ лоне, а после запуска оно замерялось вторично. Время движения бурового раствора по трубам и затрубному пространству определя­ лось перед запуском газа при помощи индикатора (полоски кино­ ленты). Индикатор загружался в скважину перед наращиванием квадрата. После пуска циркуляции индикатор вместе с буровым ра­ створом проходил по бурильным трубам вниз, а затем по затруб­ ному пространству к устью скважины, где он улавливался сеткой.

Пробы бурового раствора отбирались в колбы объемом 100 мл на расстоянии около 1 м от устья скважины по одной пробе в ми­ нуту. Отобранные пробы дегазировались на приборе СД-1, а извле­ ченные газы анализировались на хроматермографе ГСТЛ-3.

Изменение содержания метана в пробах выходящего бурового раствора в зависимости от времени, прошедшего после его запуска, показано на рис. 9.

На рис. 9 приведены результаты определения газосодержания 100 проб бурового раствора, отобранных через каждую минуту после запуска газа при бурении скв. 103. За 100 мин интервалы высоких газопоказаний повторились 7 раз. Это значит, что буровой раствор проделал семь циклов (I—VII). I цикл (неполный) длился 11 мин, а остальные — по 14 мин. Газосодержание бурового ра­ створа в интервале максимумов превышало 40 мл/л даже после VII цикла. Это значит, что интервалы высоких газопоказаний будут повторяться еще в течение значительного количества циклов [40].

Аналогичные результаты получены и при запуске газа в про­ цессе бурения пяти других скважин Щелковского подземного газохра'нилища.

Из полученных результатов видно, что высота пиков в интер­ валах максимальных газосодержаний бурового раствора снижа­ ется от цикла к циклу. Однако продолжительность циклов после первого остается постоянной. Постоянство продолжительности цик­ лов показывает, что буровой раствор движется по мернику, сравни­ тельно мало разбавляясь в нем, несмотря на то, что в мернике на­ ходится более половины всего бурового раствора.

Снижение газосодержаний бурового раствора в интервале высо­ ких пиков в процессе циркуляции связано в основном с его дега­ зацией при движении по желобу и в меньшей степени с разбавле­ нием его в мернике.

Буровой раствор при его прохождении по желобам теряет только часть содержащихся в нем газов, значительная часть газа остается в нем и после нескольких циклов, поэтому пренебрегать остаточным газосодержанием бурового раствора нельзя. Кроме того, повторение пиков может быть ошибочно принято за вскрытие новых газонасыщенных пластов [40].

38