6191-1 (654275), страница 2
Текст из файла (страница 2)
Таблица 3. Коэффициент диффузии газообразных углеводородов для пород различной влажности
| Район | Порода | Влажность, % | Коэффициент диффузии УВГ, n*10-10м2/с | ||||
| CH4 | C2H6 | С3Н8 | i·C4H10 | n·C4H10 | |||
| Северный Устюрт | Глина известняковая То же Песчаник мелкозернистый | 20,0 1,1 19,3 | 0,06 3300 112 | 0,03 2200 63 | 0,02 2000 42 | 0,01 1400 41 | 0,01 1600 42 |
| Западная Сибирь | Глина алевритистая Аргиллит | - - | 1200 23 | 980 | 690 0,9 - 2,2 | 630 | 720 |
| Тунгусский бассейн | Аргиллит доломитизированный трещиноватый Мергель ангидритизированный Известняк плотный | - - - | 920 0,46 0,114 | 700 0,35 0,06 | 490 0,26 0,06 | 380 0,21 0,05 | 430 0,24 0,05 |
| Московская синеклиза | Доломит То же | 0,01 4,1 | 7600 2700 | 4600 1900 | 3900 1500 | 3500 1200 | 3800 1300 |
При диффундировании УВГ из пласта в скважину следует ожидать опережающей диффузии метана, этана и пропана, как более легких углеводородных газов, имеющих, к тому же, высокую концентрацию. По мере поступления их в скважину и обогащения бурового раствора должно происходить изменение состава газа в сторону повышения доли легких углеводородных компонентов. Это наглядно подтверждают экспериментальные данные, полученные на глубокой разведочной скв. 38 Вуктыл (рис. 2). При ее бурении на глубине 5091,8 м был вскрыт нефтегазонасыщенный пласт. По результатам термовакуумной дегазации проб ПЖ, взятых после вскрытия пласта, содержание метана, этана, пропана, бутана, пентана и гексана было соответственно 48,5%, 15,2%, 20%, 13,3%, 2,8%, 0,5%, и пласт характеризовался, как ярко выраженный нефтенасыщенный (кривая 1, рис. 2).
Рис. 2. Изменение относительного состава УВГ в процессе вскрытия пласта и во время простоя скважины:
1 - при вскрытии пласта; 2 - через 12 ч после вскрытия; 3 - через 48 ч после вскрытия; 4,5 - через 4 и 10 сут после вскрытия; 6 - истинный состав УВГ
Пробы ПЖ, взятые через 24 ч (бурение на скважине не проводилось), показали уменьшение содержания в пробах этана, пропана, бутана и увеличение концентраций метана (кривая 2). В дальнейшем, в процессе простоя скважины, периодически отбирались пробы ПЖ, и процесс "облегчения" углеводородного состава извлеченного из проб газа продолжался (кривые 3, 4, 5). Пробы ПЖ, отобранные через 45 сут, и хроматографический анализ извлеченного из проб газа дал следующие результаты: СН4 - 87,0%, С2H6 - 5,0%, C3H8 - 4,9%, C4H10 - 1,9%, С5H12 - 0,9%, C6H14 - 0,4% (кривая 5), и состав газа стал близок к составу газа вскрытой газоконденсатной залежи (кривая 6).
При оперативной интерпретации результатов хроматографического анализа газовоздушной смеси (ГВС) и газа, извлеченного из проб бурового раствора, вышеприведенные факторы необходимо учитывать во избежание выдачи неправильного заключения о характере насыщенности пласта.
В процессе подъема промывочной жидкости от забоя до устья скважины происходит снижение давления и температуры, вследствие чего пентан и гексан переходят в жидкое состояние, происходит увеличение объема газа, а метан, этан, пропан и бутан диффундируют вверх по стволу скважины, в сторону меньших концентраций, т. е. относительный состав газа изменяется.
Но особенно значительное изменение состава газа в ПЖ наблюдается при движении промывочной жидкости от устья скважины до вибросита (табл. 4). Данный эксперимент проводился на скв. 48 Подымаловской пл. (Башкирия) К. М. Снарским. Пробы промывочной жидкости отбирались из затрубного пространства с глубины 0,2 м ниже устья скважины, непосредственно у устья и через 1, 2, 4 м от устья. Из приведенных в табл. данных видно, что особенно резко снижается концентрация метана на первоначальном отрезке движения ПЖ (затрубное пространство - 1 м от устья скважины). Относительный состав газа изменяется в сторону увеличения тяжелых углеводородов C3H8-С5H12, поэтому при проведении газового каротажа желобной дегазатор необходимо размещать как можно ближе к устью скважины, а при возможности забор ПЖ производить из затрубного пространства. При интерпретации результатов раздельного анализа УВГ необходимо учитывать данный фактор, особенно если дегазатор в процессе проведения газового каротажа устанавливается на различных расстояниях от устья.
Таблица 4. Изменение относительного состава УВГ при движении промывочной жидкости от устья скважины до вибросита
| Расстояние от устья скважины, м | Способ дегазации ПЖ | CH4 | C2H6 | C3H8 | C4H10 | C5H12 | ||||||||
| % абс. | % отн. | % абс. | % отн. | % абс. | % отн. | % абс. | % отн. | % абс. | % отн. | |||||
| Затрубное пространство | ТВД | 0,302 | 94,6 | 0,0026 | 0,8 | 0,0067 | 1,8 | 0,0048 | 1,5 | 0,0041 | 1,3 | |||
| Устье скважины | ТВД | 0,100 | 91,5 | 0,0050 | 4,6 | 0,0016 | 1,5 | 0,0013 | 0,2 | 0,0013 | 1,2 | |||
| 1 м | ТВД | 0,065 | 67,0 | 0,0100 | 10,2 | 0,0102 | 14,6 | 0,0054 | 5,6 | 0,0020 | 2,1 | |||
| 2 м | ТВД | 0,065 | 67,0 | 0,0100 | 10,6 | 0,0144 | 14,7 | 0,0049 | 5,0 | 0,0021 | 2,2 | |||
| 4 м | ТВД | 0,061 | 65,5 | 0,011 | 11,5 | 0,0108 | 16,0 | 0,0047 | 5,0 | 0,0019 | 2,0 | |||
| 4,2 м | Поплавковый дегазатор | 0,024 | 87,5 | 0,0023 | 8,5 | 0,0005 | 2,0 | 0,0003 | 1,0 | 0,0003 | 1,0 | |||
Относительный состав газа зависит также от типа применяемого дегазатора. В табл. 5 приведены результаты сравнительных испытаний отечественного поплавкового дегазатора и центробежного дегазатора с принудительным дроблением потока фирмы Geoservices (Франция). Испытания проводились на скв. 39 Тенгиз при бурении с применением известково-битумного раствора ИБР-2 плотностью 2,13 -2,16 г/см3 и условной вязкостью 48 - 55 с. Из табл. видно, что центробежный дегазатор не только в 7 - 8 раз, по сравнению с поплавковым, повышает степень дегазации ПЖ, но и изменяет относительный состав газа в сторону увеличения в извлеченной ГВС концентрации метана. Поэтому при проведении газового каротажа желательно применять один тип желобного дегазатора и учитывать данные обстоятельства при интерпретации полученных результатов раздельного анализа УВГ.
Таблица 5. Изменение состава газа, извлечённого из ПЖ, в зависимости от типа используемого желобного дегазатора
| Суммарная концентрация углеводородных газов, % | Концентрация CH4-С3H8, % | Относительный состав газа, % | ||
| CH4 | C2H6 | С3H8 | ||
| Поплавковый дегазатор | ||||
| 0,25 | 0,190 | 78,9 | 15,8 | 5,3 |
| 0,35 | 0,225 | 71,1 | 21,8 | 7,1 |
| 0,70 | 0,290 | 79,3 | 17,2 | 3,5 |
| 0,75 | 0,440 | 72,7 | 19,8 | 7,5 |
| 1,10 | 0,490 | 82,1 | 12,2 | 5,7 |
| 1,20 | 0,560 | 71,4 | 19,6 | 9,0 |
| Дегазатор Geoservices | ||||
| 2,2 | 1,16 | 87,9 | 8,6 | 3,5 |
| 3,7 | 1,45 | 80,1 | 15,2 | 4,7 |
| 4,6 | 1,54 | 81,9 | 14,6 | 3,5 |
| 5,5 | 1,59 | 73,6 | 20,7 | 5,3 |
| 7,5 | 3,94 | 88,8 | 9,1 | 2,1 |
| 9,4 | 5,30 | 84,9 | 9,4 | 5,7 |
Исследования, проведенные Л. А. Галкиным [7], показали, что изменение состава УВГ может происходить и в процессе транспортировки ГВС по газовоздушной линии из дегазатора до хроматографа при использовании полихлорвиниловой трубки. Полихлорвинил имеет свойство сорбировать тяжелые углеводороды, а при нагревании отдавать их, т. е. десорбировать. Поэтому, особенно весной и летом, при резких перепадах положительных температур, наблюдаются изменения относительного состава извлекаемой из ПЖ газовоздушной смеси (при росте температуры - увеличение доли в ГВС тяжелых углеводородов). Для получения достоверной информации о составе газа необходимо применять трубку из материала, не сорбирующего углеводороды, или осуществлять подогрев газовоздушной линии на всем ее протяжении до постоянной определенной температуры (+20 ÷ +40 °С). При использовании трубки ПВХ необходимо учитывать возможные искажения состава углеводородных газов (особенно при низких фоновых значениях УВГ).
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
