Газометрия скважин

В поровом пространстве горных пород содержатся в различных количествах углеводородные газы. При разбуривании породы газ поступает в циркулирующую по скважине промывочную жидкость и выносится вместе с ней на поверхность. Там он извлекается из раствора, смешивается с воздухом и поступает на анализ. При этом определяют суммарные газопоказания, приведенные газопоказания и содержание предельных углеводородных газов. Одновременно с геохимическими исследованиями регистрируют продолжительность бурения 1м скважины и расход бурового раствора. Такой комплекс исследования называют газовым каротажем.

Суммарные газопоказания Г_сум представляют собой суммарное содержание различных углеводородных газов в газовоздушной смеси, получаемой при непрерывной дегазации бурового раствора, выходящего из скважины (в %). Газонасыщенность бурового раствора q (в см /л) связана с Г_сум соотношением q = Г_сум, где - коэффициент дегазации, зависящий от аппаратуры. Величина Г_сум является основным параметром при выделении нефтегазоносных пластов по данным газометрии.

Приведенные газопоказания Г_пр представляют собой объем газа (в м /м ), приведенный к нормальным условиям, который содержится в единице объема породы. Величина Г_пр связана с Г_сум следующей зависимостью Г_пр=10 × Г_сум×Е, где Е - коэффициент разбавления в м /м . В отличие от параметров Г_сум и q приведенные газопоказания не зависят от условий проходки скважины.

Содержание предельных углеводородных газов - это относительное содержание (в %) метана С , этана С , пропана С , бутана С , пентана С и гексана С в газовоздушной смеси (С - так условно обозначают в практике газового каротажа предельные углеводороды С H по числу атомов углерода). Газоносные, нефтегазоносные и нефтеносные пласты каждого конкретного района характеризуется, как правило, определенным набором величин С₁- С₆. Поэтому, зная эти величины, можно разделять перспективные пласты на газосодержащие, нефтегазосодержащие и нефтесодержащие, а при благоприятных условиях разделять продуктивные и водоносные пласты.

Продолжительность бурения 1м скважины Т₁ (мин/м) представляет собой величину, обратную скорости проходки V (м/ч): Т₁ = 60 (1/V). Измерение величины Т по стволу скважины, иногда называемое механическим каротажем, дает сведения о плотности пород, пересеченных скважиной. По относительному изменению величины Т₁ удается хорошо расчленить разрез и получить дополнительные данные для выделения коллекторов.

Расход бурового раствора на выходе скважины Q_вых (л/с) представляет собой объемную скорость бурового раствора, эвакуируемого из скважины.

Коэффициент разбавления Е представляет собой объем промывочной жидкости, прошедшей через забой при разбуривании 1 м³ породы. Величина коэффициента разбавления (м³/м³) определяется по формуле E=0,77*10³ , где d - номинальный диаметр скважины в см.

Для извлечения газа из бурового

раствора применяют дегазатор, который pd²

устанавливают в желобе возможно бли- Q_вых

же к устью скважины. В камере дегаза-

тора создают пониженные давления, при H

этом извлекается часть газа, содержа-

щегося в буровом растворе. Выделяю- Рис.4.10. Дегазатор

щийся газ смешивается с воздухом и

подается в газоанализатор.

На практике применяют газоанализаторы термохимические и по теплопроводности. В термохимическом газоанализаторе чувствительный элемент представляет собой камеру с платиновой проволокой, накаленной электрическим током до определенной температуры. При пропускании через камеру га-

зовоздушной смеси горючие

газы, содержащиеся в ней, сго-

рают. Платина служит катали-

затором, способствующим горе- + _

нию газов в воздухе. Выделяю-

щаяся при горении теплота повышает Рис.4.11. Термохимический

температуру проволоки, в результате газоанализатор

чего ее сопротивление увеличивается. Газоанализатор по теплопроводности также представляет собой камеру с нагретым чувствительным элементом. Принцип ее действия основан на том, что углеводородные газы меняют теплопроводность смеси пропорционально их содержанию. При этом изменяется количество теплоты, отводимой газовоздушным потоком из камеры, что меняет сопротивление чувствительного элемента. Измерительная схема газоанализатора представляет собой мост, одним плечом которого является спираль чувствительного элемента, а вторым плечом - такая же спираль в компенсационной камере. Мост балансируют при пропускании через обе камеры чистого воздуха. При пропускании через рабочую камеру газовоздушной смеси равновесие моста нарушается, и в нем появляется ток, пропорциональный величине Г_сум.

Для компонентного анализа газовоздушной смеси применяют хроматограф, основной частью которого является разделительная колонка. Колонка представляет собой трубку, заполненную сорбентом - веществом с высокой адсорбционной способностью. Через трубку пропускается порция газовоздушной смеси. Содержащиеся в ней углеводороды сорбируются. Затем трубку нагревают. По мере повышения температуры углеводороды отделяются в порядке возрастания их молекулярного веса С₁, С₂, С₃ и т.д. Они последовательно поступают в газоанализатор, к выходу которого подключен регистрирующий прибор. Он записывает кривую, называемую хроматограммой (рис.4.12). Хроматограмма имеет последовательность пиков, каждый из которых характеризует процентное содержание отдельного компонента.

C6

C5

C4

C3

C2

C1

0 10 10 Г %

Рис.4.12. Примерный вид хроматограммы

Дата добавления: 2014-11-06