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

Глава II

ДЕГАЗАЦИЯ ВОДЫ, ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА, ШЛАМА И КЕРНА

Для определения содержания углеводородных газов в отобран­ ных при геохимических исследованиях пробах воды, глинистого ра­ створа, шлама и керна необходимо пробы дегазировать и в извле­ ченном газе определять интересующие компоненты. Прежде всего необходимо выяснить, не происходит ли в процессе дегазации обра­ зование побочных продуктов, которые могут исказить результаты анализа извлеченных газов.

Степень извлечения различных газов, достигаемая при помощи разных дегазаторов, различна. Следует поэтому выяснить, как из­ меняется состав извлеченного газа при изменении степени дегаза­ ции пробы.

Для оценки различных приборов, применяемых для дегазации, нужно изучить влияние различных факторов на степень извлечения углеводородных газов, установить критерии для их оценки и выра­ ботать методику проведения сравнительных испытаний.

Поскольку информацию о наличии газоотдающих пластов мы получаем при помощи бурового раствора, необходимо остано­ виться на его свойствах.

О БУРОВЫХ РАСТВОРАХ

В процессе бурения скважины газ вместе с обломками разбури­ ваемых пород поступает в буровой раствор и вследствие циркуляции выносится на дневную поверхность. По мере подъема шлама к дневной поверхности содержащийся в нем газ переходит в буровой раствор.

Во время перерыва циркуляции, когда неподвижный буровой раствор находится в длительном соприкосновении с газоотда­ ющими пластами, он обогащается газами, которые при возобнов-

30

леиии циркуляции выносятся вместе с ним на дневную поверхность. Для очистки забоя скважины в основном применяются глини­ стые растворы и вода. В последнее время для очистки забоя сква­ жины от шлама все чаще применяется продувка скважины

воздухом и другими газами.

Глинистые растворы

При бурении скважин глинистые растворы применяются: 1) для очистки забоя от разбуриваемой породы (шлама); 2) для глиниза­ ции стенок скважины; 3) для удержания шлама во взвешенном состоянии; 4) для создания противодавления на разбуриваемые породы; 5) для борьбы с поглощениями, газо- и водопроявлениями и обвалами стенок скважины; 6) для охлаждения долота в про­ цессе бурения. Из перечисленных функций главными являются глинизация стенок скважины и удержание шлама во взвешенном состоянии во время перерыва циркуляции [54].

Свойства глинистого раствора. Для характеристики глинистого раствора используется ряд величин, из которых основные: 1) плот­ ность; 2) условная вязкость; 3) водоотдача; 4) статическое напря­ жение сдвига; 5) общее содержание газа в глинистом растворе.

Плотность бурового раствора определяется на буровой при по­ мощи ареометра, условная вязкость — при помощи стандартного полевого вискозиметра (СПВ-5). Водоотдача и некоторые другие свойства раствора часто определяются в культбудке бурильщиков, Что касается величины статического напряжения сдвига глинистого раствора, то она определяется на буровой довольно редко, но там, где она известна, она должна использоваться для газового каро­ тажа.

Общее содержание газа в глинистом растворе, если оно на буро­ вой не определяется, может быть определено при термовакуумной дегазации проб бурового раствора в процессе проведения газового каротажа. Следует отметить, что степень извлечения газа из гли­ нистого раствора на всех применяемых в настоящее время желобных дегазаторах в значительной степени зависит от его газонасы­ щенности и вязкости. При термовакуумной дегазации глинистого раствора на многих приборах эти факторы заметной роли не иг­ рают.

Химическая обработка глинистого раствора. Для улучшения свойств глинистого раствора к нему добавляют различные реагенты, основные из них: 1) углещелочной реагент (УЩР); 2) торфощелоч­ ной реагент (ТЩР); 3) сульфит-спиртовая барда; 4) карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ); 5) каустическая сода и др. [12].

Из перечисленных реагентов 1, 2 и 5 — щелочные, 3 и 4 часто добавляются вместе с щелочами. Щелочной характер бурового ра­ створа после добавки этих реагентов следует учитывать при выяс­ нении причин появления водорода в буровом растворе. Кроме того, в присутствии первых четырех реагентов при термической

31

дегазации могут образоваться некоторые побочные продукты. Опыты показали, что при кипячении воды и глинистого раствора при 100° С с добавками УЩР образуется окись углерода, а с до­ бавками КМЦ — окись углерода и водород.

Кроме указанных реагентов для улучшения свойств глинистого раствора часто добавляется сырая нефть. Добавление нефти зна­ чительно осложняет условия проведения газового каротажа.

Утяжеление глинистого раствора. Для предотвращения обвалов стенок скважины и возможных газонефтепроявлений нередко при­ ходится увеличивать плотность бурового раствора. Глинистые ра­ створы, приготовленные из обычных глин, имеют плотность менее 1,3 г/см3. Утяжеление бурового раствора за счет повышения содер­ жания глины сопровождается чрезмерным повышением вязкости, поэтому применяются добавки с большой плотностью: гематит, магнетит, барит и концентрат колошниковой пыли.

В газовом каротаже необходимо учитывать, что утяжеление бурового раствора может в сильной степени повлиять на газо­ отдачу пласта. На степень извлечения газа из бурового раствора его влияние невелико.

Очистка глинистого раствора от шлама. Выходящий из сква­ жины буровой раствор может быть вновь закачан в скважину лишь после того, как он освободится от шлама. Очистка бурового ра­ створа от шлама проводится двумя способами: гидравлическим и принудительным.

Гидравлический способ основан на естественном осаждении шлама под действием силы тяжести во время его движения по желобу и мернику. Этот способ не обеспечивает хорошей очистки глинистого раствора от шлама, поэтому в дополнение к нему при­ меняется принудительный способ очистки. Последний осуществля­ ется с помощью вибрационных сит, сит-конвейеров, самовращаю­ щихся сепараторов и гидроциклонов. Значительно очищенный от шлама глинистый раствор поступает в мерник, откуда он закачи­ вается насосом обратно в скважину.

Очистка глинистого раствора от значительных количеств газа.

Кроме шлама выходящий из скважины буровой раствор содержит воздух и газ, поступившие в него из разбуренного пласта. Во время прохождения глинистого раствора по желобной системе часть со­ держащихся в нем газов улетучивается. Однако бывают случаи, когда вследствие большой вязкости глинистого раствора и других причин эта часть невелика, и глинистый раствор поступает обратно в скважину со значительным содержанием газа. В присутствии зна­ чительных количеств газа в буровом растворе заметно уменьшается его плотность, увеличивается вязкость и снижается производитель­

ции глинистого раствора бурильщики применяют физико-химиче­ ские и механические способы. К первым относится введение в гли­ нистый раствор поверхностно-активных веществ (пеногасителей),

32

способствующих выделению газа: дубильных кислот, спиртов и не­ которых нефтяных продуктов. Механические способы: установка перегородок на пути следования бурового раствора по желобу, применение глиномешалок непрерывного действия, а также спе­ циальных дегазаторов.

Общее содержание газа в глинистом растворе влияет и на ре­ зультаты газового каротажа, поэтому его определение весьма желательно.

Использование воды в качестве

промывочной жидкости

Вода может применяться в качестве бурового раствора только в тех районах, где разрез в определенном интервале сложен устой­ чивыми породами, не нуждающимися в глинизации. Так как вода не может удержать шлам при отсутствии циркуляции, необходимо промыть скважину перед остановкой циркуляции до полной смены жидкости в затрубной пространстве. Несмотря на указанные недо­ статки, которые ограничивают применение воды в качестве буро­ вого раствора, вода имеет и некоторые преимущества перед глини­ стым раствором. При использовании ее увеличивается мощность на долоте, повышается производительность грязевых насосов и турбобуров и уменьшается их износ. Следует отметить, что в про­ цессе циркуляции воды по скважине мелкодисперсные частицы разбуриваемых пород образуют с ней суспензию.

Продуктивные нефтеносные и газоносные горизонты вскрыва­ ются обычно не на воде, а на глинистом растворе. При проведении газового каротажа на скважинах, где бурение ведется на воде, не­ обходимо учесть, что потери газа при перемещении воды по желобной системе весьма велики, и дегазатор следует установить как можно ближе к устью скважины. Вода, поступающая в мерник после прохождения желобной системы, содержит мало газа, вслед­ ствие чего остаточная газонасыщенность воды, закачиваемой в скважину, невелика. Следует отметить, что вода легко освобожда­ ется не только от газа, но и от шлама.

Степень извлечения газа из воды на всех применяемых желобных дегазаторах значительно выше, чем из глинистого раствора.

Нефтеэмульсионные растворы

Нефтеэмульсионные растворы — это промывочные жидкости,

.состоящие из воды, нефти и эмульгатора.

Достоинства этих растворов: 1) увеличивают скорость проходки; 2 ) увеличивают срок службы долота; 3) улучшают состояние ствола скважины; 4) снижают плотность промывочной жидкости и др. Снижение плотности промывочной жидкости весьма важно при поглощениях.3

Количество добавляемой нефти колеблется от 5 до 30%. С уве­ личением добавки нефти снижается водоотдача раствора.

При бурении скважин на нефтеэмульсионном растворе вести газовый каротаж по обычной методике весьма затруднительно. Большие трудности возникают при использовании газоанализато­ ров с термохимическими детекторами, которые весьма чувстви­ тельны к тяжелым углеводородам, вносимым в буровой раствор нефтью. В этих условиях следует применять газоанализаторы с катарометрами для суммарного определения углеводородных газов и хроматографы с пламенно-ионизационными детекторами для их компонентного анализа.

Использование воздуха для очистки забоя в процессе бурения скважины

Бурение скважины с продувкой воздухом проводится в тех райо­ нах, где выше продуктивных пластов отсутствуют водоносные пес­ чаники с большим притоком вод. Очистка забоя воздухом или дру­ гим газом имеет ряд преимуществ: 1) увеличивается скорость бурения; 2 ) увеличивается интервал проходки на одно долото;

3)разбуриваются без осложнений зоны поглощения; 4) увеличива­ ется отдача продуктивных пластов; 5) значительно снижается стои­ мость бурения. К недостаткам относятся: 1) затруднения при борьбе с обвалами; 2 ) трудность регулирования пластового давле­ ния; 3) возможность образования взрывоопасных газовых смесей;

4)ограничение возможности проведения геофизических работ. Для предупреждения возможности взрыва при образовании взрыво­ опасных газовых смесей в настоящее время сконструирован спе­ циальный сигнализатор.

Бурение скважин с очисткой забоя воздухом не требует измене­ ния монтажной схемы наземного оборудования, а требует лишь не­ которых добавлений к существующим схемам.

Когда бурение с очисткой забоя воздухом проводится в интерва­ лах, представляющих интерес для газового каротажа, можно при­ способить газокаротажную станцию для работы в этих условиях. Для этого требуется приспособление для отвода и очистки части газа от шлама и подачи его от скважины к газоанализатору станции.

«УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ф о н »

ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА

Довольно часто глинистый раствор еще до прохождения газо­ отдающих пластов содержит некоторое количество углеводородных газов. Содержание углеводородных газов в свежеприготовленном глинистом растворе обычно называют «углеводородным фоном» глинистого раствора.

34

Для выяснения причин появления «углеводородного фона» в глинистом растворе, впервые поступающем на скважину, т. е. содержания в нем углеводородных газов, нами определялось со­ держание углеводородных газов в глине, используемой для приго­ товления глинистого раствора, в воде, применяемой для растворе­ ния глины, и в готовом глинистом растворе, приготовленном на скважине или на глинозаводе [21].

Исследовалась глина, поступающая из карьера на глинозаводы промыслов Зыбза и Бугундырь (Краснодарский край) и глина, поступающая для приготовления глинистых растворов на промыс­ лах Елшанка (Саратовская область), вода завода промысла Бугундырь, поступающая по водопроводу из Абинска, и вода из специальной скважины, подаваемая на промысел Елшанка, а также готовые глинистые растворы, приготовленные на глинистом заводе промысла Бугундырь и на некоторых скважинах промысла Елшанка. Результаты определения содержания углеводородных газов в глине приведены в табл. 7.

Из табл. 7 видно, что в глине промысла Елшанка углеводород­ ные газы отсутствуют, а в глине завода промысла Бугундырь со­ держится незначительное количество углеводородных газов. Мак­ симальное содержание углеводородных газов не превышает 0,81 мл на 1 кг .глины.

Содержание углеводородных газов не более 0,07 мл на 1 кг глины наблюдалось нами во многих случаях. Во всех случаях эти газы представляли собой тяжелые углеводороды.

Результаты определения содержания углеводородных газов в воде, применяемой для приготовления глинистого раствора на промыслах Бугундырь и Елшанка, приведены в табл. 8 .

Из табл. 8 видно, что вода, применяемая для приготовления глинистого раствора в районе'Елшанки, содержит значительное количество углеводородных газов, состоящих в основном из метана. Ясно, что углеводородные газы, содержащиеся в такой воде, ска­ жутся на фоне глинистого раствора. Содержание же углеводород­ ных газов в воде, поступающей на завод Бугундырь, невелико.

То, что эти газы состоят исключительно из тяжелых углеводородов и их содержание в воде сильно колеблется, показывает, что они могли появиться в результате случайного попадания нефти в воду.

Результаты опытов по изучению содержания углеводородных газов в глинистых растворах, приготовленных на глинозаводе промысла Бугундвірь и на различных скважинах промысла Елшанка, приведены в табл. 9.

Таблица 9

Суммарное содержание углеводородных газов в глинистом растворе в мл/л

Из табл. 9 видно, что содержание углеводородных газов в све­ жем глинистом растворе,, приготовленном на заводе промысла Бугундырь, колеблется от 10,8 мл до 0,54 мл на 1 л глинистого раствора. При этом большая часть горючих приходится на долю тяжелых углеводородов. 4

Основная часть углеводородных газов в готовом растворе, при­ готовленном на глинозаводе промысла Бугундырь, получается за счет систематической заливки в общий бассейн отработанного глинистого раствора, содержащего значительные количества нефти. Нефть попадала в отработанный глинистый раствор при его цир­ куляции через продуктивные пласты, а также при специальных заливках нефти в глинистый раствор. Газосодержание свежего глинистого раствора промысла Елшанка вызвано водой, на которой

36

приготовлен раствор, содержащиіі большие количества углеводо­ родных газов.

Из изложенного видно, что фон свежеприготовленного глини­ стого раствора зависит от содержания углеводородных газов в воде, применяемой для приготовления глинистого раствора, и от добавки к свежеприготовленному раствору на глинозаводах отра­ ботанного раствора, содержащего значительные примеси нефти. Газосодержание же исходной глины в меньшей степени влияет на фон свежеприготовленного глинистого раствора.

Что касается газосодержания входящего бурового раствора при разбуривании углеводородосодержащих пластов, то до сих пор оно мало изучено [45]. Правда, были некоторые попытки путем отбора единичных проб входящего бурового раствора определять содер­ жащиеся в нем углеводородные газы. Однако при этом нередко получалось, что содержание углеводородных газов в пробах входя­ щего раствора было не меньше, чем в выходящем. Такое явление наблюдалось тогда, когда после прохождения газонасыщенных пла­ стов разбуривались пласты, содержащие незначительные количе­ ства углеводородных газов, или когда циркуляция бурового ра­ створа проводилась без бурения, т. е. когда приращение газосодер­ жания бурового раствора было очень невелико. Бывали также случаи, когда во входящем буровом растворе отмечались такие высокие газопоказания, каких вообще не было в выходящем ра­ створе. Такие случаи наблюдались не часто и, по-видимому, были связаны с тем, что при отборе проб выходящего бурового раствора были пропущены порции с максимальным содержанием углеводо­ родных газов. Это могло также иметь место и при добавлении

к б\ровому раствору значительных количеств нефти или пеногасцтеля.

Для выяснения роли газонасыщенности входящего бурового ра­ створа нами использовалась методика запуска газа в буровой раствор в процессе бурения скважины. Для проведения этих работ необходимо было подобрать скважины [40], где разбуриваемые пла­ сты содержат весьма малые количества углеводородных газов и их содержание в применяемом буровом растворе также невелико. Такие условия имеют место при бурении скважин на Щелковском подземном хранилище. Все скважины газохранилища в интервале от нуля до 400 м обсажены колонной диаметром 25,4 см, что пре­ пятствует проникновению углеводородных газов в буровой раствор.

Газ запускался в циркулирующий буровой раствор в процессе бурения скважины следующим образом. Во время спуско-подъем­ ных операций или при наращивании бурильного инструмента от штуцера, где крепится манометр бурильщика, отвинчивался мано­ метр, и на его место ввинчивался тройник. На верхней части трой­ ника закреплялся манометр, а на боковой — ввинчивался кран. К крану присоединялась латунная трубка, идущая к редуктору, надетому на баллон с метаном. Для избежания попадания буро­ вого раствора в коммуникации установки сначала открывался

37

вентиль баллона, затем кран редуктора и лишь после этого кран, соединяющий систему с буровым раствором. Метан запускался в циркулирующий буровой раствор в течение 3—5 мин, после чего краны закрывались в обратном порядке. Перед запуском при по­ мощи образцового манометра замерялось давление метана в бал­ лоне, а после запуска оно замерялось вторично. Время движения бурового раствора по трубам и затрубному пространству определя­ лось перед запуском газа при помощи индикатора (полоски кино­ ленты). Индикатор загружался в скважину перед наращиванием квадрата. После пуска циркуляции индикатор вместе с буровым ра­ створом проходил по бурильным трубам вниз, а затем по затруб­ ному пространству к устью скважины, где он улавливался сеткой.

Пробы бурового раствора отбирались в колбы объемом 100 мл на расстоянии около 1 м от устья скважины по одной пробе в ми­ нуту. Отобранные пробы дегазировались на приборе СД-1, а извле­ ченные газы анализировались на хроматермографе ГСТЛ-3.

Изменение содержания метана в пробах выходящего бурового раствора в зависимости от времени, прошедшего после его запуска, показано на рис. 9.

На рис. 9 приведены результаты определения газосодержания 100 проб бурового раствора, отобранных через каждую минуту после запуска газа при бурении скв. 103. За 100 мин интервалы высоких газопоказаний повторились 7 раз. Это значит, что буровой раствор проделал семь циклов (I—VII). I цикл (неполный) длился 11 мин, а остальные — по 14 мин. Газосодержание бурового ра­ створа в интервале максимумов превышало 40 мл/л даже после VII цикла. Это значит, что интервалы высоких газопоказаний будут повторяться еще в течение значительного количества циклов [40].

Аналогичные результаты получены и при запуске газа в про­ цессе бурения пяти других скважин Щелковского подземного газохра'нилища.

Из полученных результатов видно, что высота пиков в интер­ валах максимальных газосодержаний бурового раствора снижа­ ется от цикла к циклу. Однако продолжительность циклов после первого остается постоянной. Постоянство продолжительности цик­ лов показывает, что буровой раствор движется по мернику, сравни­ тельно мало разбавляясь в нем, несмотря на то, что в мернике на­ ходится более половины всего бурового раствора.

Снижение газосодержаний бурового раствора в интервале высо­ ких пиков в процессе циркуляции связано в основном с его дега­ зацией при движении по желобу и в меньшей степени с разбавле­ нием его в мернике.

Буровой раствор при его прохождении по желобам теряет только часть содержащихся в нем газов, значительная часть газа остается в нем и после нескольких циклов, поэтому пренебрегать остаточным газосодержанием бурового раствора нельзя. Кроме того, повторение пиков может быть ошибочно принято за вскрытие новых газонасыщенных пластов [40].

38

При проведении газокаротажных работ путем отбора единичных проб входящего бурового раствора иногда определяют фон ра­ створа. Приведенные здесь результаты показали, что фон бурового раствора неодинаков и колеблется от 2 до 210 мл/л. Это значит, что газосодержание отдельных проб, отобранных для определения

во - -

4:

3;=3

70

<3

<3

ВО- -

<3

<ъ 5 0 -~

о;

Ч5:і 90-

С о д ер ж а н и е м ет а н а В гл и н и с т о м p a c m ö o p e , м л /л

Рис. 9. Содержание метана в пробах бурового раствора, отобран­ ных после запуска газа в скв. 103 Щелковского газохранилища.

Из сказанного следует, что необходимо изучать не фон входящего бурового раствора, а изменение его газосодержания [45]. Для полу­ чения более надежных результатов следует газовый каротаж вести как по выходящему из скважины буровому раствору, так и по буро­ вому раствору, входящему в скважину, и путем вычитания из газо­ содержания выходящего раствора газосодержания соответствующих проб входящего раствора определять приращение газосодержания бурового раствора.

39