книги из ГПНТБ / Левит А.М. Анализ газа и дегазация при разведке нефтяных, газовых и угольных месторождений
.pdfиспользуется при геохимических исследованиях для очистки при родных и синтезированных газов от примесей с целью получения чистых газов при составлении калибровочных смесей, необходи мых для калибровки аналитических приборов.
Для получения малых количеств чистых газов могут быть ис пользованы аналитические хроматографы. Некоторые аналитиче ские хроматографы имеют специальные препаративные приставки («Цвет-4», УХ-2, ЛХМ-7А и др.). Однако производительность ана литических хроматографов очень низка.
Для получения значительных количеств чистых газов использу ются препаративные хроматографы. Основной характеристикой препаративных хроматографов является их производительность при данной степени разделения. В настоящее время как в Совет ском Союзе, так и за рубежом выпускаются разнообразные пре паративные хроматографы.
Сравнительная оценка хроматографов, применяемых при геохимических исследованиях
Хроматографы с термохимическими или пламенно-ионизацион ными детекторами обычно бывают без термостатов, и разделение анализируемых газовых смесей проводится при программирован ном повышении температуры колонок в процессе анализа.
Хроматографы с термокондуктометрическими детекторами (ка тарометрами) снабжены термостатами, и разделение анализиру емой газовой смеси в большинстве случаев осуществляется при постоянной температуре (изотермический режим).
Универсальные хроматографы снабжаются термостатами, и раз деление анализируемой смеси может проводиться как при постоян ной температуре (изотермический режим), так и при повышении температуры колонок в процессе анализа (программированный нагрев).
Некоторые универсальные хроматографы (ХТ-7) снабжаются пятью детекторами (термокондуктометрический Г-26, по плотности Г-20, пламенно-ионизационный Г-15, ионизационно-аргоновый Г-27 и ионизационно-разрядный Г-28 большим набором заполняемых колонок, капиллярной колонкой и набором адсорбентов,. носите лей и неподвижных жидкостей.
Сравнительная характеристика хроматографов, применяемых при геохимических исследованиях, приведена в табл. 35.
' Из применяемых при геохимических исследованиях хроматогра фов для компонентного анализа неуглеводородных газов пригодны хроматографы с термокондуктометрическими детекторами. При использовании воздуха в качестве газа-носителя чувствительность хроматографов с термокондуктометрическими детекторами к тя желым углеводородам очень низка. Длд ее повышения применяют газ-носитель, обладающий большой теплопроводностью (Не, Н2 и др.).
191
Сравнительная характеристика хроматографов,
Хромато |
|
Количество |
|
Неподвижная |
|
Детектор |
и размеры |
Адсорбенты |
жидкость и |
||
граф |
твердый |
||||
|
колонок |
|
|||
|
|
|
носитель |
г с т л - з Термохимический |
Четыре прямые |
Силикагель, |
— |
||
|
|
колонки; |
алюмогель, |
|
|
|
|
. d = 6 мм, |
активированный |
|
|
|
|
/=22 см |
уголь |
|
|
ХТ-2М |
Термохимический |
Две спиральные |
Силикагель, |
|
|
|
|
колонки; |
алюмогель, |
|
|
|
|
d і = 4 |
мм, |
активированный |
|
|
|
/ 1=300 см; |
уголь |
|
|
|
|
d2 = 2 |
мм; |
|
|
|
|
/2= 300 см |
|
|
|
ХЛ-4 |
Катарометр |
1 = 7,2 м |
Силикагель, |
— |
|
|
|
|
|
цеолиты |
|
ХГ-1 |
Пламенно-иони |
Одна спиральная, |
Силикагель, |
Вазелиновое |
|
|
зационный |
/ 1 = 250 |
см, |
алюмогель |
масло + |
|
|
d і=4 |
мм; |
|
-+- инзенский |
|
|
семь Ѵ-образных |
|
кирпич |
|
|
|
колонок, |
|
|
|
|
|
12=50 см, |
|
|
|
|
|
d2 = 4 мм |
|
|
|
Х Г -1Г |
Пламенно-иони |
Две колонки: |
Алюмогель |
|
|
|
зационный |
1-я разделяет |
|
|
|
|
|
углеводороды |
|
|
|
|
|
до Ce, dі=3 мм, |
|
|
|
|
|
0= 2 м; |
|
|
|
|
|
2-я удерживает |
Целит |
|
|
|
|
углеводороды |
|
|
|
|
|
выше Сб, d2= 3 мм, |
|
|
|
|
|
/2 = 0,3 м |
|
|
|
ЛХ-1 |
Пламенно-иони |
Набор Ѵ-образных |
Силикагель, |
Набор не |
|
(Цвет-1) |
зационный |
колонок от 1 до |
алюмогель, уголь, подвижных |
||
|
|
6 м, di = 6 |
цеолиты |
жидкостей |
|
|
Катарометр |
и d2= 4 |
мм; |
|
и носителей |
|
(капиллярная |
|
|
||
|
|
колонка, с |
|
|
|
|
|
/ = 50 |
м, |
|
|
|
|
cf==0,3 мм) |
|
|
|
„Луч“ |
Катарометр |
dі= 8 мм, 0= 3 м, |
Уголь СКТ |
|
|
|
|
d2= 6 мм, /2= 1 м, |
|
|
|
|
|
rf3= 4 мм, |
|
|
|
|
|
/3= 0,5 м, |
|
|
|
|
|
d = 4 мм, |
1=6 м |
|
|
применяемых |
при геохимических исследованиях |
|
Таблица 35 |
||
|
|
||||
|
|
Способ |
Изменение |
Чувствитель |
|
Газ- |
Анализируемые |
поіачи |
температуры |
ность |
Регистратор |
носитель |
вещества |
анализируе |
во время |
прибора, |
|
анализа, |
|
||||
|
|
мого газа |
°С |
% объем. |
|
Воздух |
Горючиегазы |
Пробоот |
Программи |
С і-0 ,0 2 , |
Вручную |
|
и пары |
борником |
рованный |
Сг—0,01, |
или |
|
|
или шпри |
нагрев |
Сз-0,005, |
ЭПП-09, |
|
|
цем |
эт 20 до 150 |
С J— 0,005, |
10 мВ |
|
|
|
|
С ,-0,005, |
|
|
|
|
|
Cg—0,005 |
|
|
То же |
Шприцем |
То же |
C j—0,02, |
ЭПП-ОЭ, |
|
|
или |
|
С2—0,01, |
10 мВ |
|
|
дозатором |
|
С з-0,005, |
|
|
|
|
|
С4-0,005, |
|
|
|
|
|
С э-0,005, |
|
|
|
|
|
С6-0,005 |
|
” |
Углеводородные и |
То же |
При |
неуглеводородные |
|
постоянной |
|
|
|
||
|
газы и пары |
|
температуре |
Водород, |
Углеводородные |
То же |
Программи |
азот, |
газы малых |
|
рованный |
воздух |
концентраций |
|
нагрев от 20 |
|
|
|
до 240° |
|
Изомеры бутана |
|
При |
|
и пентана |
|
постоянной |
|
|
|
температуре |
|
|
|
40° |
Воздух |
Углеводородные |
Дозатором |
Программи |
|
газы до гексана |
|
рованный |
|
|
|
нагрев от |
|
|
|
20 до 300° |
Водород Углеводородные и |
Дозатором |
При пос |
|
воздух, |
неуглеводородные |
|
тоянной |
азот |
газы |
|
температу |
|
|
|
ре от 30 |
Водород |
|
|
до 300° |
аргон, |
|
|
|
гелий, |
|
|
|
азот |
|
|
|
Без |
Телии, неон, |
Дозатором |
При пос |
газа-но |
водород |
|
тоянной |
сителя, |
|
|
температу |
азот илі |
|
|
ре 20° |
1 аргон |
|
|
|
—
До 10-5
До Ю-з
До ІО'5
До 10-5
ЭПП-7М, 1 мВ
ЭПП-09М, 10 мВ
ЭПП-09
ЭПП-09, 10 м В
ЭПП-17, 2,0 мВ
192 |
13 Заказ № 41 |
193 |
Для компонентного анализа углеводородных газов концентра ций от 4 до 0,02% (по метану) обычно применяются хроматографы с термохимическими детекторами. Верхняя граница может быть при хроматографическом анализе несколько повышена путем уменьшения объема пробы анализируемого газа, а нижняя может быть несколько понижена путем увеличения объема пробы. Для анализа углеводородных газов низких концентраций используются хроматографы с пламенно-ионизационными детекторами, а для высоких — хроматографы с термокондуктометрическими детекто рами.
О ГАЗАХ, ОПРЕДЕЛЯЕМЫХ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ
ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ
Углеводородные газы являются основной частью газов нефтя ных, газоконденсатных, газовых и каменноугольных месторожде ний. Они входят также в состав болотных, торфяных и других газов поверхностных отложений. В газах газовых и газоконденсат ных залежей, в попутном нефтяном газе и в каменноугольных га зах часто содержатся и неуглеводородные газы.
О составе газов нефтяных, газовых и угольных месторождений
Основным компонентом газовых и газоконденсатных месторож дений, а также попутного нефтяного газа является метан. Его кон центрация в этих газах значительно превышает концентрацию любого другого углеводородного компонента, поэтому углеводо родные газы, входящие в состав газовых и газоконденсатных за лежей и попутного нефтяного газа, условно разделяются на метан
итяжелые предельные углеводороды.
Ктяжелым предельным углеводородам относятся этан, пропан,
бутан, пентан, гексан и др. Содержание тяжелых углеводородов |
|
в углеводородной смеси |
наименьшее в газах газовых залежей, |
где оно обычно составляет |
1—2% и лишь в отдельных случаях до |
ходит до 10% и более. В газах газоконденсатных месторождений содержание тяжелых углеводородов обычно составляет 5—10%, а в попутном нефтяном газе — от 5 до 90%. Весьма малые концен трации тяжелых углеводородов наблюдаются в газах угольных месторождений, в болотных, торфяных и других газах поверхност ных отложений.
Из неуглеводородных газов часто содержатся углекислый газ, сероводород, азот и редкие газы. Содержание углекислого газа в природном газе составляет 0,1%, но иногда оно достигает 3% и более, в газах тазоконденсатных залежей оно равно 0,2%, а в по путном нефтяном газе от 0,1 до 10%.
194
Сероводород обычно отсутствует в рассматриваемых нами га зах, иногда он присутствует в виде следов, а в отдельных случаях его концентрация доходит до 3%.
Содержание азота и редких газов в газовых и газоконденсат ных залежах обычно невелико ~ 1% , но в отдельных случаях до стигает 10% и более, а в попутном нефтяном газе — до 50%.
Всостав газов угольных месторождений также входят азот, углекислый газ и другие неуглеводородные газы.
Внастоящее время при газогеохимических исследованиях опре деляются углеводородные газы, неуглеводородные — только при проведении опытных работ.
О газах, определяемых при газовом каротаже в процессе бурения скважин на буровом растворе без добавок нефти
При газовом каротаже, проводимом в процессе бурения сква жин, непрерывно определяется суммарное содержание углеводо родных газов в газовой смеси, извлекаемой из циркулирующего по скважине бурового раствора. Увеличение концентраций углеводо родных газов в газовой смеси указывает на увеличение их содер жания в буровом растворе, а следовательно, и в разбуриваемом пласте. Для непрерывного суммарного определения углеводород
ных газов в газовом |
каротаже применяются газоанализаторы |
||
с термохимическими, |
термокондуктометрическими |
и пламенно |
|
ионизационными детекторами. |
|
||
Часть газа периодически |
анализируется на хроматографах, где |
||
определяются концентрации |
шести углеводородных |
компонентов |
(от метана до гексана включительно). По содержанию тяжелых углеводородных газов в извлеченной из бурового раствора газо вой смеси часто удается определить характер насыщения пласта (нефть—газ). Для компонентного анализа углеводородных газов используются установленные на газокаротажных станциях хроматермографы с термохимическим (ХТ-2М) и пламенно-ионизацион ным (ХГ-1Г) детекторами. Поскольку продолжительность анализа на хроматермографе ХГ-1Г невелика (2 мин), можно во многих случаях отказаться от непрерывной методики суммарного анализа.
Результаты анализа газа, извлеченного из циркулирующего бурового раствора без добавок нефти в процессе бурения сква жины, используются и для некоторых количественных расчетов. При этом считают, что углеводородные газы поступают в буровой раствор только из выбуренной породы.
Для получения более надежных результатов следует вести газовый каротаж по приращению газосодержания бурового рас твора.
13* |
195 |
О газах, определяемых при газовом каротаже
после перерыва циркуляции бурового раствора без добавок нефти
Газовый каротаж после перерыва циркуляции, или, как его часто называют, газовый каротаж после бурения (ГКПБ), прово дится после длительной остановки циркуляции бурового раствора (обычно >30 мин). В отличие от газового каротажа в процессе бурения, где газ поступает в буровой раствор из выбуренной по роды, здесь газ поступает из пласта в буровой раствор под влия нием фильтрации, диффузии и других факторов [66]. Методика
суммарного анализа газа, извлеченного из бурового |
раствора |
после перерыва циркуляции, мало чем отличается от |
методики |
суммарного анализа, проводимого в процессе бурения.
Что касается компонентного анализа, то необходимо учесть, что буровой раствор проходит по скважине очень быстро, и число ана лизов или проб, отобранных для анализа, ограничено. Для получе ния более надежных результатов желательно газовый каротаж после перерыва циркуляции также вести по приращению газосодержания бурового раствора. Для этого необходимо до остановки циркуляции определять газосодержание бурового раствора, посту пающего в скважину. По результатам газового каротажа после перерыва циркуляции часто удается отбить пласты, которые при газовом каротаже в процессе бурения себя не проявили [66].
Точно привязать результаты газового каротажа после перерыва циркуляции к определенному интервалу глубин скважин весьма затруднительно. Невозможно также в настоящее время использо вать их для каких-либо количественных расчетов.
При проведении комплексного газового каротажа результаты газового каротажа после перерыва циркуляции обрабатываются и интерпретируются отдельно.
О газах, определяемых
*при газовом каротаже в процессе бурения скважин с продувкой воздухом
Бурение скважин с продувкой воздухом иногда проводится для увеличения притока нефти из маломощных пластов. Так, на Спас ском нефтяном месторождении, расположенном в Прикарпатском прогибе, для увеличения притока нефти из маломощных пластов (2—4 м) скважины обсаживались колонной, диаметром 20,3 см, и бурение этих пластов велось с продувкой воздухом. Как известно, при таком способе очистки скважины возможны скопления угле водородных газов в продуваемом воздухе, способные вызвать взрыв. Поэтому в задачу газового каротажа входило, кроме от
196
бивки газосодержащих пластов, предупреждение взрыва при появ лении в продуваемом воздухе взрывных концентрации углеводо родных газов. В ряде случаев для предупреждения взрыва про дувка ведется не воздухом, а азотом.
Для подачи части продуваемого газа на газокаротажную стан цию для определения концентрации углеводородных газов газо воздушная линия одним концом присоединялась к патрубку, уста новленному в конце выкидной грубы, а вторым — к панели газо анализатора станции. Отводимая для анализа часть смеси воздуха с шламом пропускалась через фильтр, и очищенный от шлама воз дух подавался к газоанализатору для определения содержащихся в нем углеводородных газов. При высокой производительности компрессоров (>70 м3/мин) воздух поступал в газовоздушную линию и газоанализатор под давлением, возникающим в выкидной трубе.
Отставание забойной воздушно-шламовой смеси определялось по времени движения по скважине добавляемых поверхностно-ак тивных веществ. Определения показали, что при глубине скважины 2000 м отставание составляет около 5 мин.
При появлении в продуваемом воздухе взрывоопасных концен траций углеводородных газов оператор газокаротажной станции подавал сигнал бурильщику.
Опытные работы по проведению газового каротажа на скважи нах, бурящихся с продувкой воздухом, проводились на Спасском нефтяном месторождении работниками Стрыйской промыслово-гео физической экспедиции [15]. В скв. 35 в интервале глубин 1329— 1467 м при скорости бурения скважины 10—15 м/ч были вскрыты три песчаных пласта, которые отметились высокими газопоказаниями: первый 8—12%, а второй и третий — от 28 до 36%. Такое обильное выделение углеводородных газов связано с тем, что при воздушной продувке в скважинё не происходит задавливания флюида в пласт фильтратом бурового раствора, как это бывает при обычных условиях промывки. Обогащение продуваемого воз духа углеводородными газами происходит как за счет свободного газа, поступающего из пласта, так и за счет дегазации выдува емого шлама.
На основании проведенных работ авторы пришли к следующим выводам: 1) газовый каротаж на скважинах, где бурение ведется с продувкой воздухом, дает возможность отбить маломощные низ кодебитные пласты, не отмечаемые при обычных условиях про мывки скважин; 2) результаты, получаемые при проведении газо вого каротажа на скважинах, где бурение ведется с продувкой воздухом, весьма ценны для предупреждения взрыва.
Для ведения газового каротажа на скважинах, где бурение ве дется с продувкбй воздухом, вследствие высоких концентраций углеводородных газов в анализируемой смеси и отсутствия иска
жающего влияния побочных газов, |
пригодны все применяемые |
в газовом каротаже газоанализаторы. |
Необходимо, однако, учесть, |
197
что при очень высоких концентрациях углеводородных газов в продуваемом воздухе (>4% ) термохимический детектор непри годен. Он также не пригоден, когда продувка скважины ведется азотом.
О газах, определяемых при газовом каротаже при разведке угольных месторождений
Для расчета природной газонасыщенности угольных пластов используются результаты, полученные: 1) при определении суммар ных газопоказаний при помощи газокаротажной станции; 2) при периодическом определении газонасыщенности проб бурового ра створа на входе и выходе; 3) при определении остаточного газосодержания керна и шлама [9].
Следует отметить, что бурение углеразведочных скважин про водится с отбором керна по всему разрезу. Выход керна при раз буривании угольных пластов невелик.
Газы угольных месторождений представлены в основном мета ном и азотом. Содержание тяжелых углеводородов в них очень не велико [55].
Для определения количества газа, попавшего в буровой ра створ в скважине из угля при перебурке пласта, пользуются урав
нением |
газового |
баланса Q= qK(x — a )+ q m(x — b ) + Q Bx + |
QcT, |
где Q — количество |
газа, попавшего в буровой раствор в сква |
||
жине из |
угля при перебурке пласта; (Эобщ — количество газа, |
вы |
несенного на поверхность буровым раствором за период перебурки
угля и выхода угольного |
шлама; qK— масса |
выбуренного керна |
|||
угля; X — природная газонасыщенность угля; |
а —•газосодержание |
||||
керна |
на |
поверхности; |
qm— масса |
шлама; |
b — газосодержание |
шлама |
на |
поверхности; |
Q BX — количество |
газа, поступающего |
|
с входящим буровым раствором в |
скважину; Q 0T — количество |
газа, выделившегося из угольных стенок скважины.
Из приведенного уравнения выводится формула для определе ния природной газонасыщенности угля:
д.__ Q 4- Ука 4- ЯщЬ — 9ст
—Чк + Чш
Каменноугольные газы разделяются на свободные, встречаю щиеся в виде скоплений в каменноугольных месторождениях, и сорбированные. В сорбированных газах содержание тяжелых угле водородов значительно больше, так как тяжелые углеводороды сильнее адсорбируются на поверхности.
По классификации Жемчужникова в формировании углей вы деляются следующие стадии: 1) превращение растительных остат
ков в торф; 2) превращение торфа в бурый уголь; |
3) превращение |
бурого угля в каменный уголь; 4) превращение |
каменного угля |
в антрацит. |
|
198
При всех этих превращениях образуются метан и углекислый газ. Содержание метана в углях возрастает с увеличением глу бины их залегания. Угли, залегающие на глубине 200 м, содержат метана до 60 м3/т. Применяемый в настоящее время комплекс ис следований позволяет определять угольные пласты, содержащие метана > 4 м3/т. При использовании чувствительных газоанализа торов можно будет определять угольные пласты и с меньшим со держанием метана.
Кроме описанных газокаротажных исследований, для опреде ления газонасыщенности угля учитываются результаты, получен ные при изучении керна, поднятого на поверхность при помощи газокерноотборников. Результаты определения природной газона сыщенности угля и вмещающих пород используются для проектиро вания вентиляции для безопасной эксплуатации будущих шахт.
|
|
О газах, |
определяемых |
|
|
||||
|
|
при газометрии скважин |
|
||||||
Задачей газометрии скважин является прогнозирование нефтя |
|||||||||
ных и газовых залежей, т. е. |
оценка |
перспективности |
изучаемой |
||||||
площади на нефть и газ до |
|
|
_s _а |
|
|||||
вскрытия самой залежи. За- |
|
|
|
|
|||||
дача |
состоит из двух ча |
|
|
|
|
||||
стей: 1) установление нали |
|
|
|
|
|||||
чия (или отсутствия) зале |
|
|
|
|
|||||
жи; 2) определение наибо |
|
|
|
|
|||||
лее |
вероятного |
характера |
|
|
|
а |
|||
залежи. |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
5: |
||
Для выяснения нефтенос |
|
|
|
ю сз |
|||||
|
|
|
х 5 |
||||||
ности |
исследуемого |
района |
|
|
|
|
|||
определяются: |
|
пре |
|
|
|
|
|||
1) |
концентрации |
|
|
|
|
||||
дельных |
углеводородных га |
|
|
|
|
||||
зов от |
метана |
до |
гексана |
|
|
|
|
||
включительно; |
|
концен |
£,мин |
|
|
|
|||
2) |
соотношение |
|
ірС |
|
|||||
траций метана и его гомо |
16 |
о |
|||||||
логов; |
|
|
|
|
|
IS |
ю |
||
3) |
соотношение |
концен |
Рис. 79. Разделение смеси предельных угле |
||||||
траций изомерных и нор |
водородов |
Q —Сб, изомеров |
С4 —Сб и не |
||||||
мальных |
форм |
бутана |
и |
предельных углеводородных газов С2—Сз |
|||||
пентана; |
|
|
|
|
при помощи газоадсорбционной и газожид |
||||
|
|
концен- |
|
костной хроматографии |
|||||
4) |
соотношение |
|
|
|
|
трации предельных и непредельных углеводородов.
Результаты анализа газа с выделением всех перечисленнйх компонентов показаны на хроматограмме, приведенной на рис. 79.
Сначала по результатам анализа газа, извлеченного из дегазиру емой пробы, определяют концентрацию отдельных углеводородных
199
компонентов' в извлеченной газовой смеси, затем суммируют концентрации всех углеводородных компонентов и рассчитывают долю каждого из них в углеводородной смеси. Повышенные кон центрации углеводородных газов говорят о наличии нефтяной или газовой залежи на данной площади.
По концентрациям различных углеводородных компонентов в углеводородной смеси часто удается определить характер флю ида пласта. Нефтяные залежи характеризуются повышенным со держанием тяжелых углеводородов.
Определение отношения концентраций изомерных и нормаль ных форм бутана и пентана. Расчеты показали, что для большин ства нефтяных месторождений отношение К\ =і-С4Ню/я-С4Ню колеблется от 0,1 до 0,8, для газовых от 0,8 до 2,1, а для газокон денсатных от 0,6 до 1,0.
Отношение /Сг= т-С5Н і2/«-С5Ні2 колеблется для нефтяных месторождений от 0,1 до 1,5, для газовых от 1,0 до 2,4, а для газо конденсатных от 0,8 до 1,9.
Определение отношения концентраций предельных и непре дельных углеводородов. В зонах активного газообмена с атмосфе рой наблюдается повышение концентраций непредельных углево дородов.
В нефтегазоносных районах отношение концентраций предель ных и непредельных углеводородов с одинаковым числом углерод
ных атомов увеличивается с увеличением |
глубины |
отбора проб. |
На непродуктивных площадях это не наблюдается. |
СгНв/С^Н^ |
|
При газовой съемке определяются |
отношения |
|
С3Н8/С3Н6, С4Н10/С4Н8. |
|
|
Глава VII
КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА РЕЗУЛЬТАТОВ ГАЗОВОГО КАРОТАЖА
В последние годы как в Советском Союзе, так и за рубежом делаются попытки использовать результаты газового каротажа не только для отбивки продуктивных пластов, но и для количествен ной оценки газонасыщенности разбуриваемых пород [49].
Для количественного определения газонасыщенности разбури ваемых пород по данным газового каротажа необходимо знать:
1)газонасыщенность бурового раствора, выходящего из сква
жины; 2) газонасыщенность |
бурового раствора, |
поступающего |
в скважину; 3) долю газа, |
поступающего из |
разбуриваемого |
пласта в буровой раствор. |
|
|
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ВЫХОДЯЩЕГО ИЗ СКВАЖИНЫ БУРОВОГО РАСТВОРА
Для любых количественных расчетов необходимо в первую оче редь знать газонасыщенность выходящего из скважины бурового раствора. Как известно, все применяемые в настоящее время желобные дегазаторы извлекают из бурового раствора только часть содержащегося в нем газа. Некоторые авторы [13] считают, что степень извлечения газа из бурового раствора, достигаемая ши роко применяемым поплавковым дегазатором, мало меняется в процессе бурения скважины и что достаточно один раз опреде лить степень извлечения, достигаемую этим дегазатором, и затем постоянно использовать эту величину для определения газонасы щенности бурового раствора.
Для выяснения постоянства степени извлечения, достигаемой при помощи поплавкового дегазатора, т. е. для установления воз можности определения газонасыщенности бурового раствора
201