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

О газах, входящих в состав газовых, нефтяных

и угольных месторождений

При геохимических исследованиях основной интерес представ­ ляют предельные углеводородные газы и пары — от метана до гексана включительно. Эти газы и пары являются основной частью газовых месторождений, попутного нефтяного газа и газов уголь­ ных месторождений. При газометрии скважин некоторый интерес представляют и непредельные углеводородные газы: этилен, пропи­ лен и бутилен. Кроме того, в природном и попутном нефтяном газах, в газах угольных месторождений и в газах, извлекаемых* при дегазации воды, бурового раствора, шлама и керна, наряду с угле­ водородными газами содержатся и неуглеводородные газы. Из не­ углеводородных газов в газовых смесях, извлекаемых при дегаза­ ции бурового раствора, часто присутствуют в значительных концен­ трациях водород, углекислый газ и азот. Присутствие этих газов

интерес представляют и другие неуглеводородные газы, входящие в состав природного и попутного нефтяного газа и газов, извлекае­ мых при дегазации бурового раствора, шлама и керна.

Основные свойства углеводородных и неуглеводородных газов, встречающихся при различных геохимических исследованиях, при­ ведены в табл. 16.

Приведенные в табл. 16 предельные углеводородные газы от метана до гексана включительно расположены в порядке увеличе­ ния числа атомов углерода в молекуле газа, возрастания их моле­ кулярных весов и повышения температуры их кипения. В таком же порядке они разделяются в хроматографической колонке, а показа­ ния пламенно-ионизационного' детектора возрастают пропорцио­ нально числу атомов углерода в молекуле газа. Плотности газов приведены для их использования при количественных расчетах и при определении скорости диффузии различных газов.

Коэффициенты растворимости различных газов в воде могут быть использованы для оценки отношения этих компонентов

вгазовой смеси, извлеченной из бурового раствора при неглубокой дегазации, к‘ соотношению этих компонентов в буровом растворе, так как степень извлечения различных газов из бурового раствора

взначительной степени зависит от величины их растворимости. Приведенные в табл. 16 величины относительной теплопроводности часто анализируемых углеводородных, а также неуглеводородных газов могут быть применены при подборе газа-носителя для газо­ анализаторов с катарометрами. Изменение относительной тепло­ проводности газов при повышении температуры от нуля до 300°

следует учесть при суммарном и компонентном анализах углеводо­ родных газов на газоанализаторах с катарометрами, когда в каче-

50

* 4

Основные свойства газов, входящих в состав газовых, нефтяных и угольных месторождений, а также в газах, извлекаемых при дегазации воды, бурового раствора, шлама и керна

'

стве газа-носителя используется воздух. Величины относительной теплопроводности неуглеводородных газов при 800 , т. е. при тем­ пературе анализа углеводородных газов на газоанализаторах с термохимическими детекторами, приведены для оценки искажаю­ щего влияния негорючих газов, которые проявляют себя в этих условиях своей относительной теплопроводностью как на катаро-

метре.

В табл. 16 приведены величины растворимостей различных газов в воде. Однако при геохимических исследованиях часто при­ ходится иметь дело с глинистым раствором. Необходимо поэтому определить величины растворимостей углеводородных газов в гли­ нистом растворе различной плотности.

Растворимость углеводородных газов в глинистом растворе

Соотношение различных компонентов в углеводородной смеси, извлеченной из глинистого раствора при разных степенях дегаза­ ции, в значительной степени зависит от коэффициента их раствори­ мости в глинистом растворе. До сих пор для определения раствори­ мости углеводородных газов в глинистом растворе использовались коэффициенты, установленные для воды при нормальных условиях и под давлением [51]. Необходимо было поэтому провести опытные работы по определению коэффициентов растворимости углеводород­ ных газов в глинистом растворе различной плотности при атмос­

Примечание. Температура насыщения 19°, плотность глинистого раствора 1,27 г/см3.

Из табл. 17 видно, что растворимость всех изученных газов в глинистом растворе меньше, чем в воде.

Отношения величин растворимостей различных углеводородных

52

чешіе совпадает с величиной объемного содержания воды в ис­ следуемом глинистом растворе, которая также составляет 0,83.

Для определения количества воды, содержащейся в единице объема глинистого раствора, необходимо из объема глинистого раствора вычесть объем содержащейся в нем глины. Объемное со­ держание сухой глины в глинистом растворе определяется по формуле

где т — объем сухой глины в глинистом растворе; сі — плотность глинистого раствора; d\ — плотность глины.

Величина растворимости углеводородного газа в глинистом ра­ створе (а2) равна величине растворимости этого газа в воде (ßi), умноженной на объемное содержание воды в глинистом растворе

(■

Содержание воды в единице объема обычно применяемых гли­ нистых растворов колеблется от 0,75 до 1.

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РАЗЛИЧНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ МЕЖДУ ГАЗОВОЙ ФАЗОЙ, ВОДОЙ И НЕФТЬЮ

При бурении скважин для улучшения свойств бурового ра­ створа нередко добавляют значительные количества нефти. Из­ вестно, что коэффициенты растворимости различных углеводород­ ных газов в нефти сильно отличаются от коэффициентов раство­ римости их в глинистом растворе. Это может привести к тому, что даже при отсутствии газообразных углеводородов в залитой нефти концентрации различных компонентов в газовой смеси, извлеченной из глинистого раствора с добавкой нефти, будут отличаться от их концентраций в смеси, извлеченной из глинистого раствора без до­ бавки нефти.

Для выяснения искажающего влияния нефти на концентрации отдельных компонентов в газовой смеси, извлеченной из глини­ стого раствора, мы изучали распределение различных углеводород­ ных газов между газовой фазой, водой и нефтью. Для этого в дели­ тельную воронку объемом 1,5 л вводились равные объемы воды, нефти и газовой смеси, состоящей из метана, этана, пропана и бу­ тана. Залитая в воронку нефть была предварительно путем кипя­ чения ее в течение 5 мин полностью освобождена от углеводород­ ных газов.

53

После длительного взбалтывания воронка закреплялась на шта­ тиве, где в течение суток хранилась в спокойном состоянии. После этого из нее извлекались отдельно газовая смесь, нефть и вода. В газовой смеси и в газах, извлеченных из воды и нефти при есте­ ственной и глубокой дегазации, определялись концентрации ме­

Из табл. 18 видно, что наибольшая концентрация метана в углеводородной смеси (50%) отмечена в газовой фазе, несколько меньше (45%) в углеводородной смеси, извлеченной из воды, и

Концентрация этана в газовой фазе (30%) несколько меньше, чем в газовой смеси, извлеченной из воды (35%), и значительно меньше, чем в смеси, извлеченной из нефти (45%). Концентрации пропана и бутана в смеси (метан + этан + пропан + бутан) наимень­ шие в газовой фазе и наибольшие в газах, извлеченных из нефти.

Падение концентрации метана в газах, извлеченных из нефти, по сравнению с его концентрацией в газовой фазе, связано с тем, что растворимость углеводородных газов в нефти резко повыша­ ется с увеличением молекулярного веса углеводородов. Некоторое понижение концентрации метана в смеси, извлеченной из воды, возможно, связано с тем, что нефть, растворенная в воде, способ­ ствует лучшему растворению более тяжелых углеводородов.

Процентные соотношения компонентов в углеводородной смеси, выделившейся из нефти при естественной дегазации, при глубокой дегазации и в газе, остающемся в нефти после однократной глубо­ кой дегазации, приведены в табл. 19.

Из табл. 19 видно, что концентрация метана в углеводородной смеси, извлеченной из нефти при естественной дегазации, в 3,8 раза меньше, чем в газовой фазе. Концентрация метана в углеводород­ ной смеси, извлеченной при глубокой дегазации нефти,

54

Таблица 19'

Соотношение углеводородных компонентов в газовой смеси, хранившейся над нефтью и извлеченной из нефти при естественной и глубокой

дегазации

в 12,8 раз меньше, чем в углеводородной смеси в газовой фазе. Кон­ центрация же бутана в смеси, выделившейся из нефти при есте­ ственной дегазации, в 2,4 раза больше, чем в газовой фазе; в смеси, извлеченной из нефти при первой термовакуумной дегаза­ ции, в 5,3 раза больше, чем в газовой фазе, а ири второй дегазации — в 6 — 8 раз больше, чем в газовой фазе. Такое распределение горю­ чих между газовой фазой и нефтью связано с тем, что коэффи­ циенты растворимости углеводородных газов в нефти, в отличие от растворимости их в воде, значительно повышаются с увеличением их молекулярного веса.

Так, растворимость метана в нефти при 20° в 10 раз больше, чем в воде, этана — в 20 раз, пропана — в 170 раз, а более тяжелые углеводороды растворяются в нефти в неограниченном количестве.

Указанная закономерность проверялась нами и в природных условиях. Для этого отбирались пробы попутного газа, газа, выде­ лившегося из пены при отстаивании нефти, газа, выделившегося при хранении отстоявшейся нёфти, а также газа, извлеченного из отстоявшейся нефти при вакуумной (2 0 °) и термовакуумной (80°) дегазациях. Все пробы газа анализировались на хроматермографе ГСТЛ-3. Результаты этих анализов приведены в табл. 20.

Из табл. 20 видно, что концентрация метана наибольшая в сво­ бодном попутном газе (>95% ), несколько меньше в газе, выделив­ шемся из пены нефти, еще меньше в газе, выделившемся при хра­ нении нефти, и наименьшая в газах, извлеченных при вакуумной и термовакуумной дегазациях. Концентрации остальных компонентов, возрастают в обратном порядке.

Из изложенного следует, что при дегазации воды и глинистогораствора, свободных от нефти, соотношение концентраций углево­ дородов в газовой смеси, извлеченной из проб воды и глинистого-

55

Таблица 20

Концентрации различных углеводородных газов в углеводородной смеси, выделяемой из нефти при разных степенях дегазации

Примечание. Нефть и газ отобраны из скв. 367 Троицкой площади Краснодарского края.

раствора, при разных степенях извлечения близко к их соотноше­ нию в воде или глинистом растворе. Это связано с тем, что коэф­ фициенты растворимости углеводородных газов в воде очень близки между собой, и глина, входящая в состав глинистого раствора, почти не адсорбирует углеводородных газов.

Картина резко меняется при наличии нефти в глинистом ра­ створе. В этом случае относительная концентрация легких угле­ водородов в газовоздушной смеси значительно больше, чем в гли­ нистом растворе. Это связано с тем, что растворимость углеводоро­ дов в нефти сильно повышается с увеличением их молекулярного веса. Следовательно, при наличии в буровом растворе значитель­ ных количеств нефти нельзя по соотношению углеводородных ком­ понентов в извлеченном газе судить об их соотношении в буровом растворе.

Отсюда следует также, что концентрации компонентов в угле­ водородной смеси попутного газа будут меняться при изменении ■степени дегазации нефти, т. е. режима отбора пробы газа.

ФАКТОРЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ДЛЯ ДЕГАЗАЦИИ

Методы дегазации

Для извлечения углеводородных газов из воды, глинистого ра­ створа, шлама и керна применяются методы естественной, механи­ ческой и химической дегазации, а также методы вымывания, тер­ мической, вакуумной и термовакуумной дегазации.

56

Естественная дегазация воды, глинистого раствора, шлама или керна протекает на поверхности их соприкосновения с воздухом. Это наиболее простой и доступный способ дегазации. Причиной выделения растворенных газов является разность парциальных дав­ лений углеводородных газов в воде, глинистом растворе, шламе или керне и в окружающем воздухе. Степень выделения растворен­ ного газа при естественной дегазации невелика.

Механические методы применяются для ускорения процесса дегазации путем увеличения поверхности соприкосновения дегази­ руемой пробы с окружающим ее воздухом. Для этого воду и гли­ нистый раствор подвергают растеканию или разбрызгиванию, а породу — дроблению или распылению.

Химические методы дегазации применяются для извлечения газа из керна и шлама путем их разрушения кислотами. Вслед­ ствие того, что различные породы разрушаются применяемыми кислотами по-разному, этот метод широкого распространения не получил.

Метод вымывания углеводородных газов из воды, глинистого раствора, шлама или керна воздухом или углекислым газом также применяется для дегазации. Если вымывание ведется воздухом, то происходит сильное разбавление извлекаемого газа вымывающим. Кроме того, этот метод продолжителен. Если же вымывание ве­ дется углекислым газом, то извлеченный углеводородный газ может отделяться от углекислого газа пропусканием газовой смеси через щелочь. Этот метод и продолжителен и дорог.

В последнее время для дегазации циркулирующего по скважине бурового раствора используется непрерывное барботирование из­ влеченной из раствора газовой смеси через буровой раствор.

Движение извлеченной газовой смеси проходит по контуру: от дегазатора к насосу, от насоса к распылителю (аэратору), от рас­ пылителя пузырьки газа проходят через циркулирующий буровой раствор и собираются в дегазаторе, откуда газовая смесь направ­ ляется снова к насосу. Часть циркулирующей по контуру газовой смеси непрерывно проходит через дозатор хроматографа, откуда она периодически через 2 мин или через определенный интервал проходки автоматически отбирается на компонентный анализ. При этом варианте вымывания разбавления извлеченного газа воздухом не происходит.

Термический метод применяется для дегазации воды, глинистого' раствора, шлама, керна. Этот метод дает должный эффект только при нагревании дегазируемого, вещества до температуры кипения воды и его кипячении в течение определенного времени. При более низких температурах выходит лишь незначительная часть газа, со­ держащегося в дегазируемой пробе. Так, при нагревании воды или глинистого раствора до 90° выделяется в свободном состоянии не более 1 0 % растворенного газа, остальная часть выделившегося газа остается во взвешенном состоянии в жидкости и на стенках сосуда (колбы). При нагревании жидкости до температуры

57

кипения и ее кипячении в течение определенного времени можно достигнуть практически полного извлечения растворенных газов. Вязкость глинистого раствора на степень извлечения растворенных газов при кипячении раствора заметного влияния не оказывает.

Вакуумный метод также применяется для дегазации воды, глинистого раствора, шлама и керна. Основным недостатком его является сильная зависимость степени дегазации от температуры пробы. Так, при повышении температуры глинистого раствора (вяз­ костью 60 с) от 20 до 40° степень извлечения углеводородных газов из воды увеличилась в 5 раз.

Особенно хороший эффект получается при сочетании вакуума с нагреванием. Так, глубокий вакуум извлекает на приборе СД-1 при 0° только 3% углеводородных газов. При нагревании раствора до 60° без вакуума на приборе СД-1 получается приблизительно такая же степень извлечения. Сочетание нагревания с вакуумом дает новый весьма эффективный термовакуумный метод.

Термовакуумный метод дегазации воды и глинистого раствора при глубоком вакууме и температуре 60° дает почти полное извле­ чение растворенного газа. Он широко применяется при геохимиче­ ских исследованиях. Преимущество термовакуумного метода по сравнению с термическим заключается в том, что при термоваку­ умном методе жидкость закипает при более низкой температуре, а следовательно, и дегазируется значительно быстрее.

Наряду с описанными.методами иногда для непрерывной дега­ зации воды и глинистого раствора применяется еще и вибрацион­ ный метод. Другие методы дегазации при геохимических исследова­ ниях распространения не получили.

Критерии для оценки дегазаторов

При оценке различных дегазаторов для извлечения газа из воды, глинистого раствора, шлама и керна как в лабораторных, так и в полевых и промысловых условиях основными критериями являются следующие.

1. Степень извлечения растворенных газов и воспроизводимость получаемых результатов.

2 . Производительность прибора и потребляемая энергия.

3.Портативность и прочность дегазатора.

4.Простота устройства и стоимость прибора.

Условия для оценки дегазаторов

Для сравнения эффективностей различных дегазаторов необхо­ димо знать, в каком состоянии находится газ в глинистом ра­ створе — в свободном, т. е. в виде отдельных взвешенных пузырь­ ков, или в растворенном. Нередки случаи, когда количество свобод­

58

ного газа, содержащегося в глинистом растворе, во много раз пре­ вышает количество растворенного в нем газа.

Общее содержание газа в глинистом растворе зависит от мно­ гих причин и изменяется в значительных пределах.

Количество свободного газа можно приблизительно определить путем вычитания количества газа, которое насыщает воду или гли­ нистый раствор при данной температуре, из общего количества газа, находящегося в жидкости. Для этого сначала необходимо полностью извлечь газ из воды или глинистого раствора, затем в таблицах растворимости найти количество газа, растворимого при данной температуре, и из общего количества извлеченного газа вычесть приведенную в таблице величину. Необходимо, однако, учесть, что возможны случаи, когда при наличии свободного газа вода или глинистый раствор не полностью насыщены этим газом.

Обычно содержание газа в буровом растворе колеблется от 60 до 100 мл/л. Это значит, что содержание свободного газа в буро­ вом растворе больше содержания растворенного газа.

Количество свободного газа, содержащегося в буровом ра­ створе, определяется еще и по уменьшению объема раствора после его разбавления водой и взбалтывания [12]. Для этого в мерный цилиндр наливают 100 мл бурового раствора и 400 мл воды и энер­ гично взбалтывают. После взбалтывания замеряют объем жидко­ сти в цилиндре и определяют содержание газа в процентах по формуле

1/г= (1 0 0 + 4 0 0 - 1/см),

где Кг — объем газа; Ксм — объем смеси после взбалтывания. Этот способ весьма приближенный, так как допускаются потери

газа при переводе бурового раствора в целиндр и разбавлении его водой. Кроме того, выделение свободного газа не полное.

Несколько меньше потери получаются при использовании при­ бора Жуховицкого. Однако и там они достаточно велики.

Количество свободного газа определяется также по уменьшению объема бурового раствора под давлением по формуле

рат— давление атмосферное. По этому принципу работают некото­ рые ручные и автоматические приборы.

Сравнивать между собой различные дегазаторы по суммарному содержанию углеводородных газов в извлеченной газовой смеси при наличии нефти в глинистом растворе нельзя, потому что пол­ ностью дегазировать воду или глинистый раствор, содержащие нефть, весьма трудно. Это видно при рассмотрении результатов, приведенных в табл. 2 1 .

59