Главная

Популярная публикация

Научная публикация

Случайная публикация

Обратная связь

ТОР 5 статей:

Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия

Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века

Ценовые и неценовые факторы

Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка

Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы

КАТЕГОРИИ:






Газометрия скважин: физические основы метода, технология проведения работ на скважине.




 

Исследуют содержание углеводородных газов в буровом растворе, выходящем из скважины на поверхность. Наибольшую информацию о продуктивности пород дают предельные углеводороды от метана СН4 до гексана С6Н14.

В зависимости от залежи газы имеют специфический состав:

1. Для нефтяного месторождения: метан до 50%, много этана, есть гексан.

2. Для газового месторожденияя: метан 98%.

3. В пластовых газах есть азот и CO2.

При разбуривании продуктивных пластов нефть и газ, находившиеся в порах коллектора, поступают в буровой раствор и выносятся с ним на поверхность. Существуют две разновидности газометрии: в процессе бурения и после бурения. В первом методе газосодержание выходящего бурового раствора исследуют одновременно с бурением. При исследовании вторым методом скважина должна предварительно простоять в течение времени, необходимого для обогащения газом неподвижного бурового раствора, заполняющего пробуренный ранее ствол, вследствие диффузии газов из пластов.

Основной вид газометрии — газометрия в процессе бурения:

1. Непрерывная дегазация бурового раствора с помощью дегазатора.

2. Определение параметров режимов бурения.

3. Определение компонентного состава газовой смеси.

4. Периодическое измерение свойств промывочной жидкости.

5. Определение глубин поступления газа в буровой раствор.

Дегазация бурового раствора осуществляется дегазаторами. Дегазатор представляют собой небольшую камеру, удерживаемую двумя поплавками на плаву в желобе, по которому течет буровой раствор, выходящий из скважины. Газовая смесь, выделяющаяся в результате естественной дегазации жидкости вместе с некоторым количеством воздуха, отсасывается под действием слабого вакуума, создаваемого установкой. Часть газа направляется на газоанализаторы газометрических (газокаротажных) станций.

Суммарное содержание углеводородов в газовой смеси определяется в пульте суммарного газоанализатора с помощью катарометра. Он устанавливает содержание углеводородных газов имеющих большую теплопроводность по сравнению с воздухом. Связь величины тока, появляющегося при этом в измерительной диагонали места, с содержанием углеводородных газов смеси устанавливают путем калибровки, продувая камеру смесями известного со става. Компонентный состав определяется с помощью хроматографа.

Результаты газометрии используют: а) для оперативного выделения интервалов поглощения и притока, прогнозирования нефтегазовых пластов непосредственно в процессе исследований. б) для оценки характера насыщения коллекторов, выделенных другими методами на этапе комплексной интерпретации всех данных ГИС.

Для определения продуктивных пластов на этапе предварительной интерпретации выделяют аномалии на диаграммах суммарного газосодержания и приведенного газосодержания. Для каждого аномалийного интервала строят кривые компонентного состава газа и сравнивают их с эталонными кривыми компонентного состава для типовых залежей данного района. Если фактическая и одна из эталонных кривых близки, то делают предварительный вывод о соответствующем насыщении пласта (водоносный, нефтеносный и т.п.).







Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:

vikidalka.ru - 2015-2024 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных