Головна

Метод газового аналізу промивальної рідини

  1.  Стандартний алгоритм симплекс-методу
  2.  DFD - методологія в проектуванні ІС
  3.  I.3.3. Методи виносу в натуру проектних точок.
  4.  I.3.4. Методи підготовки даних для перенесення проекту на місцевість.
  5.  III. Опис експериментальної установки та методу вимірювання
  6.  III. Опис експериментальної установки та методу вимірювання
  7.  III. Опис експериментальної установки та методу вимірювання

При проходці нафтогазоносних пластів газ, вільний і розчинений у нафті і воді в пустотном просторі разбуренной обсягу породи, надходить в промивну рідину, яка циркулює по свердловині, і виноситься разом з нею на поверхню. Схема газового аналізу промивальної рідини, що виходить зі свердловини, наведена на рис. 4.5.12.

Газ витягується з промивної рідини за допомогою дегазатор 1, що встановлюється в жолобі для зливу промивної рідини, можливо ближче до гирла свердловини. Дегазатор являє собою камеру, в яку подається промивна рідина; з камери безперервно відсмоктується повітря вакуумним насосом 11. Створювані при цьому зниження тиску і механічний вплив (перемішування, розбризкування) забезпечують виділення частини газу з промивної рідини, що знаходиться в камері дегазатор. Вирізняється газ змішується з повітрям в камері дегазатор, утворюючи газоповітряну суміш, яка направляється далі до приладів для газового аналізу по вакуумній лінії 2. Для забезпечення сталості ступеня дегазації і умов роботи приладів газового аналізу в вакуумній лінії підтримуються незмінними швидкість газовоздушного потоку і розрідження, контрольовані відповідно ротаметром 4 і вакуумметром 10.

Мал. 4.5.12. Схема газового аналізу промивальної рідини:

1 - дегазатор; 2 - вакуумна лінія; 3 - відстійник; 4 - ротаметр; 5 - відвід до хроматографії; 6, 7 - камери відповідно з робочим і компенсаційним плечима містка газоаналізатора; 8 - реєструючий прилад; 9 - балон; 10 - вакуумметр; 11- вакуумний насос

ємність 9 згладжує коливання в лінії, зумовлені роботою вакуумного насоса.

Газоповітряна суміш очищується від механічних домішок і крапель рідини у відстійнику 3 і надходить на чутливий елемент 6 газоаналізатора.

В інтервалах розрізу, що характеризуються підвищеними газопоказанія, а також в перспективних на нафту і газ інтервалах проводять компонентний аналіз складу вуглеводневих газів, які з промивної рідини. Для цього застосовується хроматограф, основними вузлами якого є розділова колонка, газоаналізатор і реєструючий прилад.

При газометр свердловин одночасно з діаграмою сумарних газопоказанія реєструється також діаграма тривалості проходки (хв / м), що представляє собою величину, зворотну швидкості буріння , м / год:

Вона використовується при інтерпретації даних газового аналізу промивальної рідини і для розчленування розрізів свердловин за механічними властивостями гірських порід.

Основні завдання інтерпретації діаграм газометр промивної рідини - виділення і попередня оцінка газонефтесодержащіх пластів в розрізі свердловини. Вирішення цього завдання до закінчення буріння свердловини дозволяє намітити перспективні інтервали для проведення в них промислово-геофізичних досліджень після буріння і забезпечує надійну оцінку характеру насичення колекторів, виділених за даними цих досліджень.

Інтерпретацію починають з виділення на діаграмі сумарних газопоказанія ділянок, що характеризуються показаннями, що перевищують фонові не менше ніж в 3 рази. Фоновими називаються газопоказанія, які спостерігаються по всьому розрізу свердловини або в межах значних інтервалів, які виникають за рахунок постійної газової складової разбуріваемих порід, внаслідок неповної дегазації промивної рідини в циркуляційної системі після проходки газонефтесодержащіх порід при попаданні в розчин мастила і нафти.

Великий фон ускладнює, а іноді не дозволяє виділити в розрізі свердловини пласти, що містять газ і нафту. Вплив його в цьому випадку можна виключити шляхом проведення газометр як виходить зі свердловини, так і входить в неї промивної рідини і визначення різниці газопоказанія (з урахуванням величини відставання входить промивної рідини).

Наведені газопоказанія характеризують не початкову, а залишкову газонефтенасищенних пластів. Це пояснюється тим, що в процесі буріння промивна рідина проникає в породу під долотом перш, ніж порода разбурена, і відтісняє газ і нафту в глиб пласта. Залишкова газонефтенасищенних зменшується зі збільшенням проникності пласта. Наприклад, для добре проникних піщаних пластів вона становить близько 20%, тоді як для карбонатних колекторів низької проникності вона мало відрізняється від початкової (втрата газу за рахунок випереджаючої фільтрації промивної рідини не перевищує 10%).

Пласти, які характеризуються підвищеними показаннями на діаграмах газометр, можуть відповідати газоносною пластів, що містить скупчення природного газу, нафтоносних пластів з розчиненим (попутним) газом і водоносних (непродуктивним) пластів з розчиненим газом або залишкової нафтою. Для визначення характеру насичення пластів і відділення продуктивних пластів від водоносних використовують значення наведених газопоказанія Глр.

При наближенні до нефтегазосодержащему пласту під час буріння концентрація газоподібних вуглеводнів в буровому розчині підвищується. На газокаротажної діаграмі відзначаються ці підвищені свідчення. З огляду на режим буріння, швидкість циркуляції бурового розчину і його відставання, вводять відповідні поправки для встановлення точної глибини виявляють пластів. Всі ці дані виходять на основі показань приладів газокаротажної станції; розроблені автоматизовані газокаротажних станції.

Останнім часом з успіхом застосовується «газовий каротаж після буріння». Під час зупинки буріння на 20-24 год буровий розчин насичується газом проти продуктивних пластів завдяки дифузії газів. Потім після відновлення циркуляції проводять газокаротажних вимірювання і отримують діаграму, де максимуми газопоказанія відповідають продуктивним пластів. Чіткість таких діаграм виходить дуже високою. Газовий каротаж після буріння перспективний при дослідженні глибоких і надглибоких свердловин в складних геолого-фізичних умов великих глибин. При бурінні їх через тривале проходження бурового розчину від забою свердловини до денної поверхні і низьких швидкостей буріння газ, який потрапляє з вибуренной породи і пласта в буровий розчин, значно розбавляється і чіткість діаграми газового каротажу під час буріння знижується.

Мал. 4.5.13. Криві газового каротажу, проведеного на скв. 50 Левкінского родовища Краснодарського краю (по Юровському)

а-після буріння (чотири цикли циркуляції); б-в процесі буріння.

На рис. 4.5.13 показано зіставлення газового каротажу під час і після буріння, проведеного на глибокій свердловині № 50 Левкінской площі Краснодарського краю. Криві газового каротажу після буріння виявилися більш контрастними у порівнянні з кривою каротажу під час її буріння. Вони дозволили більш точно виділити дві продуктивні пачки і успішно провести випробування свердловини.

особливість газометр свердловин по керну полягає у відборі герметичних кернів, для чого необхідні герметичні керноотборнікі. При звичайному відборі керна велика частина газу втрачається при піднятті керна на поверхню, що знижує можливості проведення цього виду каротажу. Однак і в останньому випадку аналіз витягнутого вільного і защемленного газу з керна дозволяє отримати додаткові відомості про продуктивних пластах і міграції вуглеводнів.



 Сейсмічні спостереження в свердловинах |  Люмінесцентно-бітумінологичеський метод

 ГЕОФІЗИЧНІ ДОСЛІДЖЕННЯ І роботи в свердловинах |  Промислово-геофізичні види робіт |  завдання Гірса |  Визначення стану технологічного обладнання свердловин. |  Електричні види каротажу (ЕК) |  Зонд, у якого відстань між парними електродами у багато разів менше відстані від них до непарного електрода, називається градієнт-зондом. |  У свердловинах, що буряться на нафту і газ, потенціали ПС виникають в основному завдяки дифузії іонів солей на контакті двох середовищ, що містять розчини різної концентрації. |  Імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж |  Термокаротаж (високоточний, диференційний) - Т |  Геотермічний градієнт залежить від щільності теплового потоку і питомої теплового опору порід. |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати