Газометрия скважин: физические основы метода, технология проведения работ на скважине

Исследуютсодержание углеводородных газов в буровом растворе, выходящем из скважины на поверхность. Наибольшую информацию о продуктивности пород дают предельные углеводороды от метана СН₄ до гексана С₆Н₁₄.

В зависимости от залежи газы имеют специфический состав:

1. Для нефтяного месторождения: метан до 50%, много этана, есть гексан.

2. Для газового месторожденияя: метан 98%.

3. В пластовых газах есть азот и CO₂.

При разбуривании продуктивных пластов нефть и газ, находившиеся в порах коллектора, поступают в буровой раствор и выносятся с ним на поверхность. Существуют две разновидностигазометрии: в процессе бурения и после бурения. В первом методе газосодержание выходящего бурового раствора исследуют одновременно с бурением. При исследовании вторым методом скважина должна предварительно простоять в течение времени, необходимого для обогащения газом неподвижного бурового раствора, заполняющего пробуренный ранее ствол, вследствие диффузии газов из пластов.

Основной вид газометрии — газометрия в процессе бурения:

1. Непрерывная дегазация бурового раствора с помощью дегазатора.

2. Определение параметров режимов бурения.

3. Определение компонентного состава газовой смеси.

4. Периодическое измерение свойств промывочной жидкости.

5. Определение глубин поступления газа в буровой раствор.

Дегазациябурового раствора осуществляется дегазаторами. Дегазатор представляют собой небольшую камеру, удерживаемую двумя поплавками на плаву в желобе, по которому течет буровой раствор, выходящий из скважины. Газовая смесь, выделяющаяся в результате естественной дегазации жидкости вместе с некоторым количеством воздуха, отсасывается под действием слабого вакуума, создаваемого установкой. Часть газа направляется на газоанализаторыгазометрических (газокаротажных) станций.

Суммарное содержание углеводородов в газовой смеси определяется в пульте суммарного газоанализатора с помощью катарометра. Он устанавливает содержание углеводородных газов имеющих большую теплопроводность по сравнению с воздухом. Связь величины тока, появляющегося при этом в измерительной диагонали места, с содержанием углеводородных газов смеси устанавливают путем калибровки, продувая камеру смесями известного со става. Компонентный состав определяется с помощью хроматографа.

Результатыгазометрии используют: а) для оперативного выделения интервалов поглощения и притока, прогнозирования нефтегазовых пластов непосредственно в процессе исследований. б) для оценки характера насыщения коллекторов, выделенных другими методами на этапе комплексной интерпретации всех данных ГИС.

Для определения продуктивных пластов на этапе предварительной интерпретации выделяют аномалии на диаграммах суммарного газосодержания и приведенного газосодержания. Для каждого аномалийного интервала строят кривые компонентного состава газа и сравнивают их с эталонными кривыми компонентного состава для типовых залежей данного района. Если фактическая и одна из эталонных кривых близки, то делают предварительный вывод о соответствующем насыщении пласта (водоносный, нефтеносный и т.п.).

Компонентный составгаза определяют с помощью хроматографа. Это прибор состоит из трубки из стали, с сорбентом — силикагелем. Смесь подаётся и пропускается через сорбент. Воздух и метан проходят не задерживаясь. Остальные проходят с опозданием тем большим, чем больше номер предельного углеводорода.

Объемы компонентов газа, выходящих из разделительной трубки, измеряют пламенно-ионизационным детектором. Он содержит водородную керамическую горелку, сопло которой помещено между двумя цилиндрическими электродами, поддерживаемыми под высоким напряжением. При прохождении через горелку чистого воздуха его ионизации в водородном пламени практически не происходит. Если в потоке воздуха имеются углеводороды, то появляется интенсивная ионизация и возникает ток между электродами. Преимущество детектора— нечувствительность к наличию в анализируемой смеси водорода, обычно присутствующего в буровом растворе из-за коррозии бурильных труб. Непрерывно регистрируя ток на выходе детектора, получают хроматограмму, представляющую собой кривую с рядом пиков, площади которых пропорциональны содержанию соответствующих компонентов газовой смеси. Для повышения производительности анализов в современных газометрических станциях предусмотрены электронные блоки, измеряющие непосредственно площади под пиками или регистрирующие их амплитуды