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 800-850^оС. 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 Q_вих, коефіцієнт розбавлення Е_р.

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 Q_вих характеризує об'ємну швидкість цієї рідини в літрах на секунду, що поступає з свердловини на виході. За величиною Q_вих 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 м³/м³ і визначається із співвідношення:

Ер = 0,77 10³ dн^-2 Qвих t₁ (7.1)

де dн - номінальний діаметр свердловини в см.

Газонасиченість промивної рідини, а відповідно, і величина газонасиченість газоповітряної суміші Г_сум, залежать не тільки від газонасиченості пласта, але і від режиму буріння свердловини – швидкості буріння V_б і розходу промивної рідини на виході свердловини Q_вих. При інших умовах підвищення швидкості буріння приводить до росту Г_сум, а збільшення розходу промивної рідини – до зменшення Г_сум. У зв’язку з цим при низьких швидкостях буріння та великих розходах рідини можливий пропуск на кривій Г_сум 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 Г_сум 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 E_рб:

(7.2)

де d_н – номінальний діаметр свердловини; τ_б – тривалість буріння одного метру свердловини.

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

(7.3)

де K_д – коефіцієнт дегазації промивної рідини:

, (7.4)

де C_д – степінь дегазації промивної рідини, Q_д – розхід промивної рідини через дегазатор).

Ймовірність пропуску продуктивного пласта на кривій Г_прив значно менша, ніж на кривій Г_сум.

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 Н_д - глибину у момент проведення газокаротажного вимірювання і істинну глибину Н_і - 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 V_б – швидкість буріння, м/год; T_відст. – час відставання протягом якого порція промивної рідини піднімається від забою до устя свердловини:

, (7.7)

де V_с – об’єм промивної рідини, рівний об’єму затрубного простору, встановленого експериментально, м³; Q_вих – 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.