Метод газового аналізу бурового розчину
Буровий розчин, його характеристика
Бурові розчини по доцільності застосування можна розташувати в наступний ряд: аерована вода, буровий розчин на водній основі, буровий розчин на вуглеводневій основі. Проте тип бурового розчину вибирають, як правило, не для забезпечення якнайкращих умов роботи породоруйнуючого інструменту, а з урахуванням попередження ускладнень і аварій в процесі буріння.
Для забезпечення високих швидкостей буріння свердловин до бурових розчинів можна пред'явити наступні основні вимоги:
рідка основа розчинів повинна бути малов'язкою і мати невеликий поверхневий натяг на межі з гірськими породами;
концентрація глинистих частинок в твердій фазі розчину повинна бути мінімальною, а середньозважена за об'ємом величина щільності твердої фази – максимальною;
бурові розчини не повинні диспергуватися під впливом зміни термодинамічних умов в свердловинах і мати стабільні показники;
бурові розчини повинні бути хімічно нейтральними по відношенню до розбурюваних порід, не викликати їх диспергування і набухання;
бурові розчини не повинні бути багатокомпонентними системами, а використовувані для регулювання їх властивостей хімічні реагенти, наповнювачі і добавки повинні забезпечувати направлену зміну кожного технологічного показника при незмінних інших показниках;
змащувальні добавки повинні складати не менше 10 %.
Виконання цих вимог багато в чому залежить від геолого-технічних умов буріння. Проте вони дозволяють вибрати з гамми розчинів саме той, який не тільки виключить ускладнення і аварії в свердловині, але і забезпечить високі швидкості її буріння. В кожному конкретному випадку необхідно вирішувати комплексну задачу про доцільність застосування того або іншого розчину з урахуванням технічної озброєності бурової установки, оперативності постачання її матеріалами, кваліфікації працівників, географічного положення свердловини і так далі.
Залежно від характеру операцій що проводяться при бурінні вимоги до щільності бурового розчину можуть бути різними. Для забезпечення оптимальної роботи долота щільність бурового розчину повинна бути мінімальною. Проте сучасна технологія проходки свердловин така, що щільність бурового розчину вибирають з умови недопущення нафтогазопроявів, осипань і обвалів гірських порід.
При вивченні розрізів свердловин, особливо при виділенні нафтогазових пластів, використовують ряд фізико-хімічних методів, які об’єднані під назвою геохімічних. Розповсюдження отримали газометрія свердловин і методи вивчення шламу. Вони відносяться до прямих методів дослідження розрізів свердловин.
Метод газового аналізу бурового розчину
У гірських породах, що залягають навіть на дуже великій глибині, завжди міститься невелика кількість газів, які можуть знаходитися в них у вільному, сорбованому або розчиненому стані. Це азот, гелій, вуглекислий газ, вуглеводневі гази. Останні поширені в гірських породах нафтових, газових і вугільних родовищ. Для газових родовищ характерне переважання метану (СН4) частка якого складає більше 93%; у газах нафтових родовищ переважають важкі вуглеводні: етан (С2Н4), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10), пентан (С5Н12) і гексан (С6Н14), частка метану складає менше 48% (див. табл. 14.1).
Таблиця 14.1.
Склад вуглеводневих газів на родовищах вуглеводневої сировини
| Газ | Вид покладу | ||
| Газовий | Газоконденсатний | Нафтовий | |
| Метан СН4 | 93,5 | ||
| Етан С2Н4 | 3,0 | 4,5 | |
| Пропан С3Н8 | 2,0 | 3,5 | |
| Бутан С4Н10 | 1,0 | 4,3 | |
| Пентан С5Н12 С5н,2 | - | ||
| Гексан С6Н14 СбнС6Н14 | - | ||
| Гептан С7н|6 | - | 3,0 |
При високих температурах сама нафта може знаходитися в газоподібному стані (газоконденсат). На великих глибинах при високому тиску в 1 м3 нафти може міститися до 200 м3 природного газу, приведеного до нормальних умов.
При розкритті свердловиною газоносного або нафтоносного пласта гірська порода піддається руйнуванню, а газ, що містився в ній, виділяється в буровий розчин і захоплюється ним на поверхню. Дегазуючи буровий розчин на поверхні і вивчаючи кількість і склад газу,що виділився, можна безперервно визначати вміст вуглеводневих газів в гірських породах. У цьому і полягає газовий каротаж.
Газовий каротаж – метод дослідження свердловин, який ґрунтується на визначенні вмісту і складу вуглеводнів (газів, бітумів тощо) у промивній рідині. Вперше запропонований і випробуваний в р-ні м. Грозний в 1934 р. Промислове застосування отримав з початку 40-х рр. Газовий каротаж застосовується для оперативного виділення ділянок, перспективних на нафту і газ в розрізі свердловини і прогнозної оцінки характеру їх насичення; інтервалів притоку пластового флюїду в свердловину або поглинання фільтрату промивальної рідини в пласт з метою запобігання аварійним ситуаціям; вимірювання параметрів режиму буріння.
Газокаротажна крива показує вміст газу у розчині, шламі і керні за глибиною буріння (рис. 14.1). Глинистий розчин, шлам і керн, які надходять зі свердловини, вибірково або безперервно досліджують на вміст вуглеводневих газів.
Рис.14.1. Газокаротажна крива: 1 – глини; 2 – пісковики
При газовому каротажі вирішуються такі основні задачі:
– вилучення газу зі глинистого розчину, шламу і керну дегазаторами;
– аналіз газу за допомогою газоаналізаторів для визначення сумарного і компонентного вмісту вуглеводневих газів у глинистому розчині;
– прив’язка результатів аналізів до глибин надходження газу у свердловину.
Дегазацію бурового розчину, шламу і керну проводять за допомогою дегазаторів, які працюють за різними принципами: зниженням тиску (створенням вакууму), нагріванням, стискуванням або з використанням кількох з них разом. Після дегазації газоповітряна суміш зволожується, очищується від механічних частинок, підігрівається і за допомогою вакуум-насоса прокачується крізь електричний газоаналізатор у атмосферу.
Електричний газоаналізатор працює за принципом зрівноваженого мосту опорів. Співвідношення між плечима мосту таке, що при проходженні крізь аналізатор чистого повітря спостерігається стан рівноваги. Процес аналізу газоповітряної суміші полягає у згоранні вуглеводневого газу з виділенням тепла. Кількість тепла залежить від концентрації газу і додатково нагріває нитку опору. Внаслідок виникає електричний струм, який фіксується. За результатами дослідів реєструється сумарний вміст горючих газів у газоповітряній суміш, яка надходить до газоаналізатора – Гсум.. Калібрування аналізатора полягає у побудові залежності сили струму від концентрації вуглеводнів у газоповітряній суміші. Детальне вивчення компонентного складу газу проводиться на хромотографах, за допомогою яких оцінюють вміст метану С1 (СН4), етану С2 (С2Н4), пропану С3 (С3Н8), бутану С4(С4Н10), пентану С5 (С5Н12) і гексану С6 (С6Н14).
При газовому каротажі важливо визначити глибини надходження газоподібних вуглеводнів із пласту до свердловини. Для цього враховується час руху, у вибій подають індикатор і фіксують його появу при гирлі. Але не завжди вдається достатньо чітко прив’язати газокаротажну криву до розрізу свердловини. Для коректування користуються даними отриманими за допомогою електричного каротажу.
Газокаротажні станції. Апаратура для газового каротажу і ЛБА (люмінісцентно-бітумінологічного аналізу) називається автоматичними газокаротажними станціями (АГКС). Використовується для безперервного вилучення газу із бурового розчину і його аналізу. У її комплект входить також хромотермографічний газоаналізатор, пристрій для вимірювання глибини свердловини з корегуванням “відставання”.
Розглянемо схему газоповітряних ліній сучасної газокаротажної станції (рис. 14.2).
На шляху бурового розчину, який витікає з гирла свердловини у відстійник, встановлюють дегазатор, в якому вуглеводневі гази виділяються з бурового розчину і, змішуючись з атмосферним повітрям, утворюють газоповітряну суміш (ГПС). З дегазатора ГПС проходить через відстійник, де осідають крапельки рідини; реометр, який вимірює швидкість руху ГПС; зволожувач, що підтримує її постійну вологість, нагрівач для підтримки постійної температури суміші, і надходить на катарометр для вимірювання вмісту в ній ВВГ.
Рис. 14.2. Схема газоповітряних ліній автоматичної газокаротажної станції
Катарометр є мостом опорів, два плечі якого виконано у вигляді тонкої платинової дротинки, що нагрівається струмом від джерела Е2 до температури 850 °С. Одна така дротинка поміщена у вимірювальну камеру, через яку прокачується досліджувана ГПС, і утворює так званий чутливий елемент ЧЕ. Інша, абсолютно ідентична дротинка, утворює компенсуючий елемент КЕ, вона поміщена в таку ж камеру, як вимірник, але через неї прокачується чисте повітря з тією ж швидкістю, що і ВВГ через вимірювальну камеру. Служить КЕ для обліку охолоджуючої дії рухомого газу на чутливий елемент. При температурі 850 °С міст опорів врівноважується за допомогою реостата R1, і реєструючий прилад РП дає нульові покази.
За наявності в ГПС, що проходить через вимірювальну камеру, ВВГ вони згорають, тепло, що виділяється, підвищує температуру ЧЕ, його опір змінюється баланс вимірювальної схеми порушується і реєструючий прилад дає покази, що характеризують сумарний вміст вуглеводневих газів (і легких, і важких разом) в газоповітряній суміші, – Гсум%. Ці покази безперервно фіксуються на діаграмній стрічці самописця, яка протягується синхронно з поглибленням свердловини.
Для градуювання катарометра через нього пропускають газоповітряні суміші з відомим вмістом ВВГ. Чутливість газоаналізатора по метану складає 0,1%, а діапазон вимірювань його - від 0 до 10 %.
Після катарометра ГПС проходить через вакуумметр і вакуумним насосом викидається в атмосферу.
Перед катарометром окремі порції ГПС можуть бути відібрані за допомогою відвідної лінії для подальшого покомпонентного аналізу, що дозволяє визначити вміст в ГПС кожного з ВВГ, – від метану до гексана. Ці проби відбираються за заданою програмою (наприклад, через 1 м проходки свердловини) або по команді оператора в спеціальний пробовідбірник ємкістю близько 200 см3. Пробовідбірником є скляний стаканом, в якому поміщений балон з поліамідної плівки. Від балона відходить трубка, через яку проба газу поступає в нього з схеми газоповітряних ліній станції або відбирається з нього на аналіз, а в пробці стакана є трубка, яку підключають або до вакууму, або до компресора (рис. 14.2).
При відборі проби трубку підключають до вакууму, поліамідний мішок роздувається і засмоктує пробу ГПС, при підключенні трубки до компресора в стакан закачується повітря, яке видавлює пробу з мішка для аналізу.
Для покомпонентного аналізу використовується пристрій який називається хромотермографом. Основними вузлами його є дозатор Д, розділова колонка РК, полум'яно-іонізаційний детектор ПІД і прилад регульованого нагріву ПРН (і реєструючий прилад) (рис. 14.3, рис. 14.4).
Розділовою колонкою є скляна трубка, заповнена сорбентом – речовиною з великою питомою поверхнею. Поверх трубки намотана спіраль нагрівача, підключеного до ПРН.
При аналізі проба ГПС з дозатора видувається на розділову колонку. При кімнатній температурі сорбент в РК вбирає всі вуглеводневі гази, окрім метану.
Коли пропускати газоповітряну суміш крізь сорбційну колонку, вуглеводні поглинаються силікат-гелем, а потім при підігріванні силікагелю знову виділяються і відганяються потоком повітря. Швидкість потоку підтримується постійно і контролюється.
Рис.14.3. Схема хроматографа газокаротажної станції
Рис.14.4. Принципова схема хромотермографічного газоаналізатора: 1, 2, 3 – сорбційні колонки для розділення сумішей; 4 – камера спалювання; 5, 6 – крани; 7 – пробовідбірник; 8 – зволожувач; 9 – реометр; 10 – сорбційна колонка для очищення повітря; 11 – дросель; мкА – мікроамперметр; В – вольтметр; Е – батарея; І-ІV – положення кранів.
У зв’язку з тим, що різні вуглеводні мають різні коефіцієнти адсорбції, при збільшенні температури силікагелю у трубці з неї виділяються спочатку легкі, а потім більш важкі компоненти вуглеводнів. Вони по черзі попадають в електричний газоаналізатор і фіксуються приладом. Аналіз триває 6...8 хвилин.
На рис. 14.5 зображено дві криві різних сумішей вуглеводневих газів з повітрям, одержаних за допомогою хромотермографічного газоаналізатора. Видно у часі, послідовно виділені метан, етан, пропан і бутан. При зростанні концентрації збільшуються показники газоаналізатора, але час при цьому зостається постійним.
Рис.14.5.Криві різних сумішей вуглеводневих газів: 1 – 2% вмісту горючих газів у суміші; 2 – 1%.
Метан проходить через РК і поступає на полум'яно-іонізаційний детектор ПІД. У ПІД знаходиться пальник, в якому спалюється водень, що поступає з генератора водню (Ген. Н2 ). Сопло пальника розташоване між електродами, на які подається висока напруга. Полум'я чистого водню майже не містить іонів, і його електропровідність близька до 0, тому реєструючий прилад, включений в ланцюг електродів, фіксує нульовий струм. При згоранні вуглеводневих газів утворюються іони, число яких пропорційно числу атомів вуглецю в молекулі ВВГ і його концентрації. Завдяки цьому в ланцюзі електродів протікає струм. Амплітудне значення цього струму реєструється самописцем РП на діаграмній стрічці, що протягується з постійною швидкістю, тобто у функції часу.
Таким чином, при аналізі проби перше значення РП пропорційно вмісту в ній метану Q
Через деякий час Т2 ПРН підвищує температуру розділової колонки, з неї виділяється етан і РП фіксує його вміст – С2.
Ще через деякий час Тз температура РК підвищується ще більше, і РП фіксує вміст пропану С3 і так далі, до гексана С6. Через інтервал часу Т7 через РК прокачується чисте повітря для її очищення і охолоджування. Весь цикл вимірювання однієї проби займає близько 6 хв. Перед початком робіт хроматермограф калібрують пропусканням через нього еталонної суміші із вмістом С1ет – С6ет близько 2% .
Окрім параметрів Гсум % і С1 – С2 % на газокаротажній станції реєструється ще тривалість проходки τ, хв\м і витрата бурового розчину на виході зі свердловини Qвих, л/с.
Останні два параметри необхідно для того, щоб розрахувати коефіцієнт розбавлення газу в буровому розчині Е, м3/м3 і від Гсум перейти до приведеного газовмісту Гпр, м3/м3 (тобто до кількості газу в м3, що міститься в кожному м3 гірської породи, оскільки вміст ВВГ в ГПС не рівний їх вмісту в самій породі через розбавлення газу в буровому розчині і не повного витягання його з розчину в дегазаторі).
(14.1)
де Кд – коефіцієнт дегазації, який показує, в скільки разів вміст газу в буровому розчині вищий, ніж в газоповітряній суміші;
Е – коефіцієнт розбавлення, який показує, в скільки разів об'єм бурового розчину, прокачаного через свердловину, більше об'єму гірської породи, зруйнованої за той же час при бурінні.
Kд визначають дослідним шляхом, порівнюючи кількість ВВГ, що витягує дегазатор з розчину, з їх повним вмістом в розчині. Останнє визначають за допомогою глибокої дегазації розчину.
З урахуванням того, що в цю формулу d підставляють в см, Г вимірюється в хв/м, Qвих, – у л/с, а Е – в м3/м3, остаточне значення:
(14.2)
Діаграмна стрічка, на якій реєструються значення Гсум, τ і Qвих за допомогою сельсинної передачі протягується синхронно з поглибленням бурового снаряда, тому при газовому каротажі розрізняють діючу Нд і дійсну Ніст глибину свердловини.
В даний час механічний і газовий каротаж виконуються за допомогою станцій геологотехнологічих досліджень (ГТД), апаратура яких забезпечує не тільки реєстрацію вищеперелічених, але і багатьох додаткових параметрів, що характеризують процес буріння (частоту обертання ротора, вагу бурового інструменту, обертальний момент ротора, тиск промивальної рідини і її рівень в ємкостях), а також властивості промивальної рідини (щільність, в'язкість, температуру і опір). Одночасно на станціях ГТД досліджується і шлам.
Окрім аналізу газу АГКС визначає основні параметри глинистого розчину.
У сучасних станціях усі виміри фіксуються електронними пристроями для подальшого аналізу за допомогою ЕОМ.