книги из ГПНТБ / Левит А.М. Анализ газа и дегазация при разведке нефтяных, газовых и угольных месторождений

В приборе ХЛ-4 применяется детектор по теплопроводности (катарометр). Общая длина разделительных колонок 7,2 м. В ка­ честве регистратора используется самопишущий потенциометр ЭПП-17М со шкалой на 1 мВ. Время выхода прибора на режим

0,5—1,5 ч.

На этом приборе можно проводить и двухступенчатый анализ: на силикагеле можно разделить углеводороды от С2 и выше, а на цеолите — метан и неуглеводородные газы. В газах, анализиру­ емых при газовом каротаже и газометрии скважин, содержание

«М

ские приборы не способны его определить. Для определения весьма малых концентраций гелия применяются специальный хромато­ граф «Луч» или масс-спектрометр «ПТИ-6».

Хроматограф «Луч». Хроматограф «Луч» служит для опреде­ ления малых концентраций гелия, неона и водорода. В этом при­ боре применен метод фронтально-адсорбционного обогащения анализируемой смеси без газа-носителя, который позволяет повы­ сить чувствительность прибора в 100—1000 раз.

Схема прибора «Луч» представлена на рис. 69.

Обогащение анализируемой смеси проводится в трех последо­

171

создается вакуум, который контролируется образцовым вакуум­ метром 11. После этого перекрываются краны 6, 7 и 8 и в ко­ лонну 3 через кран 2 в течение 1—2 мин подается анализируемая проба объемом 650 мл. После подачи пробы кран 2 закрывается. Поворотом крана 6 включается вторая обогатительная колонка 4

ичерез 15 с поворотом крана 7 включается на 10—15 с третья обо­ гатительная колонка 5, соединенная с дозатором 10.

Врезультате трехкратного обогащения анализируемой смеси (три колонки) в дозаторе собираются почти полностью гелий, неон

иводород, содержавщиеся в смеси. Время обогащения смеси со­ ставляет 30 с.

Поворотом шестиходового крана 9 включают поток газа-носи­

исходит разделение смеси. Длина колонки 17 — 6 м, диаметр 4 мм, адсорбент — уголь марки СКТ зернением 0,25—0,50 мм. Концент­ рации отдельных компонентов определяются катарометром 19 и регистрируются самопишущим потенциометром типа ЭПП-09 со шкалой в 2 мВ.

Время анализа легких компонентов (Не, Ar, Нг) 5 мин. Чув­ ствительность прибора ІО“5—10~6% объем.

Хроматографы

спламенно-ионизационными детекторами

Кхроматографам с пламенно-ионизационными детекторами от­ носятся приборы ХГ-1 («Геохимик») и ХГ-1Г.

Хроматограф ХГ-1 («Геохимик») представляет собой лабора­ торный хроматограф для определения концентраций отдельных углеводородов в природных газах. Схема прибора «Геохимик» при­ ведена на рис. 70.

Разделение газовой смеси происходит на двух последовательно соединенных хроматографических колонках. Первая колонка 7 —■ трубка из нержавеющей стали длиной 2,5 м и внутренним диамет­ ром 4 мм — заполняется окисью алюминия. Она предназначена для разделения предельных и непредельных углеводородных газов и работает с переменным температурным режимом. Вторая ко­ лонка 8 — семь соединенных последовательно U-образных трубок диаметром 4 мм и длиной 50 см каждая — заполняется инзенским

кирпичом с вазелиновым маслом (10% по массе). Она предназна­ чена для разделения изомеров бутана и пентана в изотермическом режиме при температуре 40°.

После установления рабочего режима прибора, когда из двух последовательно соединенных колонок первая .колонка не обогре­ вается и имеет комнатную температуру (-—20°), а вторая термостатирована при 40°, приступают к проведению анализа. При по­ вороте шестиходового крана 6 газ-носитель вымывает из дозатора 5 анализируемую пробу и подает ее в хроматографические ко­

172

лонки. Этот момент считается началом анализа. Через минуту после ввода пробы включают обогрев первой колонки и фиксируют на ленте самописца время выхода и площади пиков анализиру­ емых компонентов (метан, этан, пропан, пропилен, н-бутан, изо­ бутан, бутилены). Через 9 мин после начала анализа поворотом трехходового крана отключают вторую колонку и увеличивают на­ грев первой колонки до 240°. При этом из первой колонки выде­ ляются гексан, гептан и октан, и на самописце фиксируются пики

вторую колонку, и на ленте фиксируются пики изопентана и пен­ тана.

Хроматермограф ХГ-1Г служит для экспрессного компонентного анализа газа, извлеченного из бурового раствора при газовом каротаже [53].

Разделение анализируемой смеси на этом приборе достигается при помощи газоадсорбционной хроматографии. Для сокращения времени анализа в приборе предусмотрен программированный на­ грев колонок до 300°. В качестве газа-носителя используется воз­

метан—гексан. Продолжительность анализа 2 мин. Водород для питания горелки детектора получается от электролизера произво.- дительностью 90 мл/мин.

173

Размеры колонок: 1) разделительная — d\ = 3 мм, hx= 2 м; 2) поглотительная — d2 = 3 мм, h2 = 0,3 м.

Р и с . 71. С х е м а г а з о в о з д у ш н ы х и п н е в м а т и ч е с к и х л и ­ н и й х р о м а т е р м о гр а ф а Х Г - 1 Г .

Для определения концентраций разделенных газов служит пла­ менно-ионизационный детектор с диапазоном анализируемых кон­ центраций от 0,001 до 60%. Анализ может проводиться как авто­

174

матически при помощи командного электропневматического при­ бора [53], так и вручную. Для быстрой очистки поглотительной колонки применяется обратная продувка.

Результаты анализа могут записываться как при непрерывной протяжке ленты (ЭПП-09), так и при дискретной протяжке по заданной программе с печатанием максимумов пиков.

Хроматермограф ХГ-1Г устанавливается на газокаротажной станции АГКС-4. В виде приставки он может быть установлен на всех газокаротажных станциях старого типа, может использо­ ваться и для анализа углеводородных газов, отобранных при по­ мощи опробователя пласта на кабеле (ОПК).Этот прибор особенно ценен для этой цели тем, что все газы, образующиеся при взрыве кумулятивного заряда (Н2, СО, С 02, NO, NH3, НгБидр.) при попа­ дании в баллон не искажают результаты анализа (Q —С6).

На широко применяемых в газовом каротаже хроматермографах с термохимическими детекторами (ГСТЛ-3, ХТ-2М) в присут­ ствии этих газов результаты анализа углеводородных газов по обычно применяемой методике получаются сильно искаженными.

. О результатах применения хроматермографа ХГ-1Г при геохими­ ческих исследованиях. На ряде площадей Украины, расположен­ ных на Днепровско-Донецкой впадине (Машевской, Глинско-Роз- бышевской и др.) часто допускаются пропуски продуктивных пластов, расположенных на значительных глубинах (>3000 м) и вскрываемых при низких скоростях бурения (<1 м/ч). При буре­ нии таких скважин концентрации углеводородных газов в буровом растворе вследствие большого коэффициента разбавления (>2000 м3/м3) очень невелики, и существующие газокаротажные станции, где установлены газоанализаторы с термохимическими и термокондуктометрическими детекторами, их не отмечают.

Для выяснения возможности отбивки таких пластов при по­ мощи более чувствительных газоанализаторов нами использова­ лась установка с двумя газоанализаторами: один с термохимиче­ ским детектором, второй — с пламенно-ионизационным. При по­ мощи этой установки мы совместно с работниками Полтавской Геофизической экспедиции проводили газовый каротаж на скв. 128 Глинско-Розбышевской площади. Здесь в отложениях визейского яруса в интервале 3710—3750 м при скорости бурения около 1 м/ч была вскрыта толща песчаников, переслаивающихся алевролитами пористостью 14—18% и проницаемостью 230—550 мД. Этот про­ дуктивный газовый горизонт под индексом К = 31 прослеживается с переменной мощностью по всей площади. При вскрытии его на скв. 126 получен газ дебитом 1,5 млн. м3/сут.

Результаты газового каротажа, полученные при вскрытии про­ дуктивного пласта на скв. 128, показаны на рис. 72.

Из рис. 72 видно, что продуктивный пласт, совершенно не от­ меченный газоанализатором с термохимическим детектором, хо­ рошо отбился газоанализатором с пламенно-ионизационным де­ тектором.

175

Газовый каротаж с применением газоанализаторов с термохи­ мическим (во всех опытах показания термохимического детектора записывались на самопишущем потенциометре без загрубления) и пламенно-ионизационным детекторами проводился нами и при бурении разведочной скв. 158 на Щелковском подземном газохра­ нилище. При забое скважины 1120 м после 18-часового перерыва циркуляции, сразу при ее возобновлении, для определения содер­ жания углеводородных газов в газовоздушной смеси, идущей от

~1

Р и с . 72. Р е з у л ь т а т ы г а з о в о го к а р о т а ж а , п о л у ч е н н ы е в п р о ц е с с е б у р е н и я с к в . 128 Г л и н с к о - Р о з б ы ш е в с к о й п л о щ а д и п р и п р и м е ­ н е н и и г а з о а н а л и з а т о р о в с т е р м о х и м и ч е с к и м (а) и п л а м е н н о ­ и о н и з а ц и о н н ы м (б ) д е т е к т о р а м и

/ — песчаник; 2 — аргиллит; 3 — алевролит

поплавкового дегазатора, были параллельно включены два газо­ анализатора: один с термохимическим детектором, второй — с пла­ менно-ионизационным. Показания обоих газоанализаторов запи­ сывались на двух самопишущих потенциометрах. Полученные результаты приведены на рис. 73.

Из рис. 73 видно., что эксплуатационный пласт, который газо­ анализатором с термохимическим детектором не отмечен, дважды отбит газоанализатором с пламенно-ионизационным детектором. Время между появлениями пиков на отмеченных аномалиях со­ ставляет 40 мин. Это время соответствует продолжительности од­ ного полного цикла бурового раствора. Аномалии, соответствую­ щие первому и второму циклам, схожи между собой. Схожи между собой точки 1 и Г; 2 и 2'\ 3 и 3'\ 4 и 4', а расстояния между этими точками также соответствуют времени одного полного цикла бу­ рового раствора (40 мин).

176

Из проведенных работ видно, что продуктивные пласты, не отбиваемые как в процессе бурения, так и после перерыва цирку­

результаты анализа на газоанали­ заторах с термокондуктометрическими и термохимическими детек­

торами. Как известно, пламенно-ионизационный газоанализатор совершенно не чувствителен к водороду, вследствие чего его пока­ зания более надежные.

Из всего изложенного следует, что там, где продуктивные газоносные и нефтеносные пласты отбиваются малыми газопоказаниями или вовсе не отбиваются, а также там, где буровой

раствор содержит значительные концентрации водорода, наиболее надежными являются газоанализаторы с пламенно-ионизацион­ ными детекторами. Эти газоанализаторы в сотни раз чувствитель­ нее применяемых, более стабильны в работе и совершенно не чув­ ствительны к искажающему влиянию водорода и других неуглево­ дородных газов.

О возможности использования хроматермографа ХГ-1Г для ведения газового каротажа при добавлении значительных коли­ честв сырой нефти в буровой раствор. В практике бурения сква­ жин для улучшения эксплуатационных свойств бурового раствора довольно часто добавляют к нему значительные количества сырой нефти. В результате этого содержание всех углеводородных газов в буровом растворе и особенно тяжелых углеводородов резко воз­ растает, и вести газовый каротаж по обычной методике становится невозможным.

Широко применяемые в настоящее время газокаротажные стан­ ции, где используются газоанализаторы с термохимическими де­ текторами как для суммарного, так и для компонентного анализов углеводородных газов, малопригодны для ведения газового каро­ тажа при наличии значительных количеств сырой нефти в буровом растворе. Для этой цели лучше приспособлены газоанализаторы с катарометром для суммарного определения углеводородных га­ зов и хроматографы с пламенно-ионизационными детекторами для их компонентного анализа. Эти газоанализаторы установлены на новой газокаротажной станции АГК.С-4. Кроме того, на ряде га­ зокаротажных станций АГКС-65 также используются катарометры. Однако и при работе с этими газоанализаторами встречаются трудности при наличии сырой нефти в буровом растворе.

Для выяснения изменения концентраций углеводородных газов в газовой смеси, извлекаемой из бурового раствора с добавками сырой нефти в процессе его циркуляции по скважине, мы проде­ лали следующий опыт. В полулитровые бутылки налили по 250 мл глинистого раствора и по 100 мл сырой нефти, отобранной из скв. 1 Мармовичской площади (БССР). Жидкость в бутылке интенсивно взболтали, и бутылки с жидкостью в опрокинутом виде оставили на хранение. По истечении трех суток газ из бутылок собирали шприцем и анализировали на хроматермографе ГСТЛ-3. После этого жидкость перелили в другие свободные бутылки, и после взбалтывания бутылки с жидкостью в опрокинутом виде снова оста­ вили на хранение. По истечении трех суток газ из бутылок анализи­ ровали, и жидкость перелили в другие свободные бутылки. Таким путем достигалась многократная естественная дегазация нефти.

Изменение концентраций различных углеводородов в газовой1*

Р и с . 74. Р е з у л ь т а т ы га з о в о г о к а р о т а ж а , п о л у ч е н н ы е в с кв . 16 Д а в ы д о в с к о й п л о ­ щ а д и Б С С Р с п р и м е н е н и е м к а т а р о м е т р а , т е р м о х и м и ч е с к о го и п л а м е н н о -и о н и з а ­ ц и о н н о го д е т е к т о р о в .

1 — в процессе бурения,. 2 — после перерыва циркуляции, 3 — после испытания пласта

179

смеси, выделившейся из пробы бурового раствора с добавкой нефти, при ее многократной естественной дегазации показано на рис. 75.

Из рис. 75 видно, что метан исчез из газовоздушной смеси после первой дегазации. Концентрация этана снижалась от дега­ зации к дегазации и достигла нуля после шестой дегазации, а кон­ центрация пропана уменьшилась в 20 раз после восьмой дегаза­ ции. Концентрация бутана за восемь дегазаций уменьшилась всего лишь в 3 раза. Концентрация пентана заметно не снизилась и после двенадцати дегазаций.

Р и с . 75. И з м е н е н и е к о н ц е н т р а ц и й у гл е в о д о р о д н ы х га з о в в г а з о в о з д у ш н о й с м е си , и з в л е ч е н н о й и з п р о б б у р о в о го р а с т в о р а с д о б а в к о й н е ф ти , п р и и х м н о ­ г о к р а т н о й е с т е с т в е н н о й д е га з а ц и и

Проведенный опыт показал, что при наличии значительных ко­ личеств сырой нефти в буровом растворе газовый каротаж можно вести только по метану и этану. По мере циркуляции бурового раствора без дополнительных добавок нефти становится возмож­ ным использование для газового каротажа и пропана.

Следует также учесть, что добавление нефти в буровой раствор затрудняет ведение газового каротажа не только тем, что она вно­ сит в буровой раствор углеводородные газы, характеризующие про­ дуктивный пласт, но и тем, что в присутствии ее изменяется соот­ ношение компонентов в извлеченной газовой смеси. Это связано с тем, что коэффициенты растворимости углеводородных газов в буровом растворе (без добавок нефти) очень близки между со­ бой, вследствие чего соотношение концентраций различных компо­ нентов в извлеченной газовой смеси при разных степенях дегаза­ ции близко к их соотношению в глинистом растворе и вскрываемом пласте. При наличии нефти в буровом растворе коэффициенты

180