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

используется 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

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,

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

(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.

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, 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

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

несенного на поверхность буровым раствором за период перебурки

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

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.

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

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

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