Апаратура та методика проведення газометрії свердловин в процесі буріння

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 30 из 37Следующая ⇒

Газометричні дослідження в процесі буріння свердловин дозволяють виконувати наступні види аналізу газів: 1) сумарний вміст горючих газів у газоповітряній суміші, яка отримується в результаті дегазації промивної рідини; 2) повний газо вміст промивної рідини в окремих його пробах; 3) по компонентний аналіз газів. Перший вид проводиться безперервно по розрізу свердловин, другий і третій – епізодично.

Принципова схема газометрії свердловин приведена на рис. 131. Для видалення газу із промивної рідини використовують дегазатор, який встановлюється в жолобі. 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.

Однак газонасиченість промивної рідини, а відповідно, і величина 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 ружиму буріння свердловини. Найбільш ефективне врахування режиму буріння свердловини за допомогою так званого коефіцієнта розбурювання E _рб:

де d _н – номінальний діаметр свердловини; τ _б – тривалість буріння одного метру свердловини.

За допомогою коефіцієнта розбурювання отримують приведені газо покази Г _прив – приведений до нормальних умов об’єм газу (в м³), який переходить в промивну рідину при розкурюванні 1 м³ породи:

,

де K _д – коефіцієнт дегазації промивної рідини (, 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.

Для визначення повного газо вмісту промивної рідини відбирають окремі її проби, піддають їх глибокій дегазації та за допомогою хроматографа визначають процентний вміст вуглеводневих газів в отриманій газоповітряній суміші.

У тих випадках, коли необхідно мати більш повну характеристику вуглеводневих газів, проводять по компонентний аналіз газоповітряної суміші за допомогою хроматографа.

Безперервну газометрію в процесі буріння свердловини здійснюють автоматичними газометричними станціями.

Автоматичні газометричні станції забезпечують: 1) безперервну газометрію свердловин із визначенням сумарних газо показів, приведених газо показів і компонентного складу вуглеводневих газів у функції дійсних глибин; 2) безперервне вимірювання діючої глибини розміщення вибою свердловини та дійсної глибини залягання пласта; 3) визначення та реєстрацію в функції діючих глибин параметрів, які пов’язані з режимом буріння свердловин; 4) періодичний аналіз промивної рідини та шламу для виділення нафтоносних пластів за наявністю люмінесцентних бітумінозних речовин; 5) періодичні вимірювання фізичних властивостей промивної рідини; 6) реєстрацію широкого комплексу виміряних величин в аналоговій та цифровій формах, а також допоміжні операції.

Познавательные статьи:



Техника прыжка в длину с разбега

Тактические действия в защите

История Олимпийских игр

История развития права интеллектуальной собственности