ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


Газовий каротаж в процесі буріння

 

У процесі буріння свердловин газ, нафта та води завдяки фільтраційним і дифузійним процесам потрапляють в промивну рідину. Основне газозбагачення промивної рідини відбувається в процесі механічного переміщення флюїду з об’ємом вибуреної породи. Виділений газ з пор нафтогазоносних порід поступає в циркулюючу по стовбурі свердловини промивну рідину і виноситься на поверхню, де піддається аналізу на вміст газоподібних вуглеводнів. Одночасно досліджують технологію (режим) буріння свердловини, включаючи його тривалість.

Газовий каротаж під час буріння свердловини включає три основні операції:

1) Безперервну дегазацію частини бурового розчину за допомогою дегазатора, встановленого поблизу устя свердловини.

2) Визначення компонентного складу газової суміші, виділеної дегазатором.

3) Визначення глибин надходження газу в буровий розчин.

Газометрія свердловин в процесі буріння базується на тому, що газоносні, нафтогазоносні та нафтоносні пласти містять вуглеводневі гази, які при розбурюванні пластів переходять у промивну рідину та створюють в ній зони підвищеної газонасиченості.

Принципова схема газометрії свердловин приведена на рисунку 7.1. Для видалення газу із промивної рідини використовують дегазатор, який встановлюється в жолобі поблизу устя свердловини. Із дегазатора під дією перепадів тиску, який створюється вакуумним насосом і контролюючим вакуумметром, газоповітряна суміш по вакуумній лінії надходить у відсік з водою, де вона очищується від механічної суміші. Дальше газоповітряна суміш, швидкість якої регулюється вентилем, через ротаметр надходить в газоаналізатор для визначення сумарного вмісту горючих газів у ній, який фіксується реєструючим приладом у функції заглиблення свердловини.

Дегазатори працюють на різних принципах: пониженні тиску над розчином (вакуумні); підігріві; механічній дії або комплексні.

Частина газу витягнутого дегазаторами з бурового розчину змішується з повітрям і у вигляді газоповітряної суміші під дією слабкого вакууму прямує в газоаналізатори газокаротажної станції, розміщеній на спеціальному автомобілі або в причепі. В газоаналізаторах визначають сумарний вміст вуглеводнів в газовій суміші і компонентний склад вуглеводневих газів (від СН4 до С6Н14).

Для оцінки сумарного вмісту вуглеводневих газів в газоповітряній суміші служить термохімічний аналізатор, який працює за принципом неурівноважного моста (моста Уїтсона). Аналізована газоповітряна суміш пропускається через робочу камеру, в якій поміщена платинова спіраль, нагріта до 800-850оС. Частина горючих газів в суміші згоряє. Від виділеного тепла платинова нитка розжарюється ще більше, її електроопір змінюється, порушується рівновага моста, у вимірювальному приладі тече струм, який і фіксується. Зареєстрована крива калібрується, приводиться до істинних глибин свердловини і називається кривою сумарних газосвідчень. Ці свідчення є одним з основних параметрів, що використовуються при виділенні газонафтових пластів.

 

 

а – шнековий дегазатор; 1 – жолоб, по якому виходить промивна рідина із свердловини; 2 – турбіна зі шнековим гвинтом; 3 – камера; 4 – крильчатки турбіни; 5 – електродвигун; 6 – вакуумна лінія від дегазатора до газоаналізатора; 7 – відстійник з водою для очищення газоповітряної суміші від механічних домішок; 8 – ротаметр; б – геохімічний газоаналізатор: 9 – камера чутливого елементу; 10 – запасна камера; 11 – реостат для регулювання сили струму живлення моста; 12 – прилад реєстрації; 13 – реостат регулювання рівноваги моста; 14 – вентиль регулювання швидкості потоку через газоаналізатор; 15 – вузол пробовідбірників та ввід до хромотографа; 16 – вакуумметр; 17 – вакуумний насос; 18 – ємність

Рисунок 7.1 – Принципова схема газометрії свердловин

 

Компонентний склад вуглеводнів визначають за допомогою газової хроматографії. Основною частиною хроматографа є роздільна колонка з нержавіючої сталі, що заповнена сорбентом - тонкоподрібненою пористою речовиною, наприклад силікагелем. При пропусканні аналізованої суміші через колонку метан практично не сорбується і проходить разом із повітрям, виступаючим тут в ролі інертного для детектора хроматографа газоносієм. Решта вуглеводневих газів, які сорбуються краще, проходять через роздільну колонку із запізненням тим більшим, чим вищий номер граничного вуглеводню. Для прискорення процесу і поліпшення розділення окремих компонентів газу застосовують спосіб хромотермографії, тобто колонку нагрівають за заданою програмою, а після виділення останнього компоненту охолоджують. Аналізована суміш подається в колонку періодично за допомогою дозаторів.

Об’єми компонентів газу, що виходять з роздільної колонки, вимірюють полум’яно-іонізаційним детектором. Він містить водневий керамічний пальник, сопло якого розміщено між двома циліндричними електродами, з високою напругою. При проходженні через пальник чистого повітря його іонізації у водневому полум'ї практично не відбувається. Якщо в потоці повітря є вуглеводні, то появляється іонізація і виникає електричний струм між електродами. Безперервно реєструючи струм одержують хроматограму, яка є кривою з рядом піків, площі яких пропорційні вмісту відповідних компонентів газової суміші. В сучасних станціях передбачені електронні блоки, які автоматично вимірюють площі і амплітуди піків та і фіксують їх на каротажній стрічці дискретно з деяким кроком за глибиною.

При газовому каротажі вимірюється наступний комплекс параметрів, що характеризують режим буріння: тривалість буріння t1 витрату промивної рідини на виході свердловини Qвих, коефіцієнт розбавлення Ер.

Тривалість буріння t1 (хв./м) – величина обернена швидкості буріння. За величиною t1 визначають погонну довжину свердловини, що припадає на одиницю часу буріння. Одержані дані використовують для побудови кривої зміни швидкості буріння з глибиною – кривої механічного каротажу.

Витрата промивної рідини Qвих характеризує об'ємну швидкість цієї рідини в літрах на секунду, що поступає з свердловини на виході. За величиною Qвих по стовбуру свердловини в процесі буріння судять про поглинання промивної рідини, а отже, про розкриття проникних пластів.

Коефіцієнт розбавлення Ер - характеризує кількість промивної рідини, яка припадає на одиницю об’єму вибуреної породи в м33 і визначається із співвідношення:

 

Ер = 0,77 103-2 Qвих t1 (7.1)

де - номінальний діаметр свердловини в см.

Газонасиченість промивної рідини, а відповідно, і величина газонасиченість газоповітряної суміші Гсум, залежать не тільки від газонасиченості пласта, але і від режиму буріння свердловини – швидкості буріння Vб і розходу промивної рідини на виході свердловини Qвих. При інших умовах підвищення швидкості буріння приводить до росту Гсум, а збільшення розходу промивної рідини – до зменшення Гсум. У зв’язку з цим при низьких швидкостях буріння та великих розходах рідини можливий пропуск на кривій Гсум навіть пластів з високою газо- та нафтогазонасиченістю, та навпаки, при високих швидкостях і малих розходах промивної рідини пласт навіть з низькою газо- та нафтогазонасиченістю може зафіксувати на кривій Гсум значну аномалію.

Для більш надійного виділення продуктивних пластів слід врахувати вплив режиму буріння свердловини. Найбільш ефективне врахування режиму буріння свердловини проводять за допомогою так званого коефіцієнта розбавлення Eрб:

 

(7.2)

 

де dн – номінальний діаметр свердловини; τб – тривалість буріння одного метру свердловини.

За допомогою коефіцієнта розбурювання отримують газопокази приведені до нормальних умов Гприв, що характеризують об'єм газу, який переходить в промивну рідину при розбурюванні 1 м3 породи:

 

(7.3)

 

де Kд – коефіцієнт дегазації промивної рідини:

 

, (7.4)

 

де Cд – степінь дегазації промивної рідини, Qд – розхід промивної рідини через дегазатор).

Ймовірність пропуску продуктивного пласта на кривій Гприв значно менша, ніж на кривій Гсум.

При газовому каротажі дуже важливо правильно прив'язати результаті аналізів до глибин надходження газоподібних вуглеводнів з пласта в свердловину. Заміряні газосвідчення повинні бути віднесені (прив’язані) до тієї глибини свердловини, при якій знаходилася досліджувана порція бурового розчину на забої. Для цього необхідно врахувати час в перебігу якого промивна рідина підіймається по затрубному просторі від забою до устя і час руху газоповітряної суміші від дегазатора до газоаналізатора. Останній час визначається порівняно легко. Труднощі з'являються у визначенні часу руху рідини від забою до устя свердловини. Цей час в практиці газового каротажу називається відставанням. Воно непостійне, безперервно змінюється в процесі буріння і залежить від багатьох чинників: глибини, продуктивності насосів і т.д..

Величина відставання визначається поглибленням свердловини за час підйому глинистого розчину від її забою до устя. В газовому каротажі розрізняють діючу глибину Нд - глибину у момент проведення газокаротажного вимірювання і істинну глибину Ні - глибину, до якої слід віднести результати вимірювання. Різниця між ними і називається відставанням по глибині:

 

. (7.5)

 

Величина Н відповідає приросту глибині забою за час, протягом якого порція аналізованого розчину підіймається по затрубному простору від точки надходження газу до устя свердловини. На практиці для визначення величини Н приймають таку формулу:

 

, (7.6)

 

де Vб – швидкість буріння, м/год; Tвідст. – час відставання протягом якого порція промивної рідини піднімається від забою до устя свердловини:

 

, (7.7)

 

де Vс – об’єм промивної рідини, рівний об’єму затрубного простору, встановленого експериментально, м3; Qвих – розхід промивальної рідини, л/с;

У результаті одержуємо формулу:

 

, (7.8)

 

де t1 – тривалість буріння 1 м стовбура свердловини:

 

. (7.9)

 

Для уточнення глибин, діаграми газового каротажу і дані ГДС інших методів після закінчення буріння зіставляють між собою.

Безперервну газометрію в процесі буріння свердловини здійснюють автоматичними газометричними станціями.

Автоматичні газометричні станції забезпечують:

- безперервну газометрію свердловин із визначенням сумарних газо показів, приведених газопоказів і компонентного складу вуглеводневих газів у функції дійсних глибин;

- безперервне вимірювання діючої глибини розміщення вибою свердловини та дійсної глибини залягання пласта;

- визначення та реєстрацію в функції діючих глибин параметрів, які пов’язані з режимом буріння свердловин;

- періодичний аналіз промивної рідини та шламу для виділення нафтоносних пластів за наявністю люмінесцентних бітумінозних речовин;

- періодичні вимірювання фізичних властивостей промивної рідини;

- реєстрацію широкого комплексу виміряних величин в аналоговій та цифровій формах, а також допоміжні операції.

Інтерпретацією даних газометрії свердловин у процесі буріння передбачається:

Ø Оперативне виділення інтервалів поглинання і припливів промивної рідини.

Ø Прогнозування нафтогазоносних пластів в процесі буріння з метою своєчасного переходу буріння на режим, який встановлений для розкриття продуктивних пластів.

Ø Оцінка характеру насичення колекторів, виділених іншими методами на етапі комплексної інтерпретації даних ГДС.

Появу поглинання або притоку визначають по діаграмі витрат бурового розчину на виході свердловини і диференціальних витрат, рівних різниці витрат на виході і вході.

Прогнозування продуктивних пластів до їх розкриття засновано на збагаченні вуглеводнями порід-покришок, що перекривають продуктивні пласти. Причому поле легких вуглеводнів розповсюджується вище, ніж поле важких. При наближенні до покладу газовміст бурового розчину і частка важких компонентів зростає.

Остаточну інтерпретацію результатів газового каротажу проводять на етапі комплексної інтерпретації всіх матеріалів ГДС. Виділяють колектори і за свідченнями газовмісту проти них оцінюють характер їх насичення.

Газометрія використовується також і при дослідженні вугільних родовищ.

 

© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти