WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

На правах рукописи

МАХМУТОВ ШАМИЛЬ ЯВДАТОВИЧ

РАЗВИТИЕ АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

ГАЗОВОГО КАРОТАЖА НА ПРИМЕРЕ

ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ.

25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа        - 2012

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе

«Научно-про­изводственная фирма «Геофизика» (ОАО  НПФ «Геофизика»).

Научный руководитель - кандидат технических наук,

Лугуманов Мансур Гаянович

Официальные оппоненты:                

Котенев Юрий Алексеевич  -  доктор технических наук, профессор,  Уфим-ский государственный нефтяной технический университет, кафедра «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений», заведующий кафедрой; 

Яковлев Александр Петрович - кандидат технических наук,

ОАО НПФ «Геофизика», лаборатория индукционного каротажа, ведущий научный сотрудник. 

Ведущая организация  - Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие «ВНИИГИС» (г.Октябрьский).

Защита состоится  "28" сентября 2012 года  в 1600 часов в конференц-зале на засе-дании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе "Научно-производственная фирма "Гео-физика" (ОАО НПФ "Геофизика") по адресу:450005, г.Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ "Геофизика".

Автореферат разослан «27» августа 2012 г.

Ученый секретарь                                              

диссертационного совета,        

доктор химических наук                                                  Д. А. Хисаева 

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Необходимость ускорения промышленного роста, повышения уровня жизни населения, укрепления стратегических позиций России на мировых энергетических рынках диктует необходимость восполнения нефтегазовых ресурсов страны. В связи с этим представляет большой интерес доразведка недоизученных либо пропущенных ранее по геологическим и технологическим причинам залежей нефти в уже освоенных нефтедобывающих провинциях. В этих условиях важное значение приобретают задачи повышения эффективности геологоразведочных работ, обеспечиваемых развитием комплексов геофизических исследований скважин,  одним из которых является метод газового каротажа (ГзК). Геохимические исследования позволяют формировать прогнозную оценку нефтеносности разрезов скважин практически в режиме реального времени. Они проводятся непосредственно в процессе бурения, при неустановившихся процессах скважина-пласт (до формирования глубокой зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт), что позволяет получать более достоверные результаты. Эти особенности ГзК делают его весьма результативным методом исследования скважин при проведении поисковых работ и бурении разведочных скважин на нефть и газ. Однако  геологическая эффективность метода порой бывает недостаточна. Нередко встречаются случаи пропуска нефтегазонасыщенных пластов, выдачи рекомендаций об опробовании непродуктивных пластов из-за несопоставимости результатов газового каротажа и промыслово-геофизических исследований.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция характеризуется сложными геологическими условиями. Это связано с низкими пластовыми давлениями и газовыми факторами нефтей, тонкослоистостью продуктивных отложений, повсеместными добавками нефтепродуктов в промывочную жидкость. Связанные с этим ограничения практического применения метода могут быть значительно сокращены либо полностью устранены путем создания более совершенных методических и технических средств газового каротажа, высокочувствительной газоаналитической аппаратуры. В настоящее время повышение разрешающей способности ГзК является первоочередной задачей.

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности метода газового каротажа в сложных геологических условиях Волго-Уральской провинции путем разработки и практического внедрения новых технических и программно-методических средств геохимических исследований.

Объект исследования

Геохимические исследования при неблагоприятных для  газового каротажа геолого-технологических условиях бурения скважин.

Предмет исследования

Методика и выбор оптимального пути практической реализации хроматографического анализа углеводородных газов в полевых условиях.

Основные задачи исследования

  1. Проанализировать факторы, влияющие на эффективность практического применения газового каротажа  в сложных геологических условиях Волго-Уральской провинции.
  2. Разработать и исследовать геохимическую модель газообогащения и дегазации промывочной жидкости в процессе бурения при неблагоприятных геолого-технологических условиях.
  3. Разработать, на основе созданной модели, методику проведения  геохимических исследований.
  4. Разработать аппаратно-программные средства проведения хроматографического анализа и выбрать оптимальные технические решения, обеспечивающие его практическую реализацию.
  5. Провести промышленные испытания разработанных технических и программно-методических средств проведения газового каротажа и оценить эффективность их внедрения в промысловую практику.

       Методы исследования

       Поставленные задачи решались путем анализа и обобщения имеющихся представлений о процессах формирования газовой составляющей бурового раствора в сложных геологических условиях, проведения большого объёма лабораторных и экспериментальных  работ с использованием современных средств геохимических исследований.

Научная новизна

  1. Впервые разработана и оптимизирована методика хроматографического анализа углеводородных газов, характеризующаяся высокой разрешающей способностью  и широким диапазоном измерений в полевых условиях.
  2. Впервые разработаны и оптимизированы средства проведения газового каротажа в условиях тонкослоистого разреза, разбуриваемого на буровом растворе с добавлением нефти в вертикальных и горизонтальных скважинах.

Основные защищаемые научные положения

  1. Разработанные средства газового каротажа нефтегазовых скважин с чувствительностью до 10-5 % абс. по метану позволяют выделять не регистрируемые ранее  часто чередующиеся  тонкослоистые нефтяные пропластки и повысить порог регистрации продуктивных пластов, насыщенных нефтью с низким газовым фактором (от 3 м3/м3).
  2. Созданные технические и программно-методические средства, имеющие  расширенный диапазон измерения до 100 % абс. по метану, позволяют проводить измерения концентрации углеводородов при бурении на промывочной жидкости с содержанием нефти свыше 10 %, в том числе и при проводке горизонтальных скважин.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций, полученных в рамках настоящей диссертационной работы, подтверждена результатами лабораторных и опытных работ, широким промышленным внедрением аппаратурно-методических средств ГзК.

Практическая значимость и реализация результатов работы в промышленности заключаются в востребованности результатов проведенных исследовательских работ на практике. В настоящее время разработанные средства являются основными инструментами проведения газового каротажа  в Республиках Башкортостан и Татарстан. Выпускаемая аппаратура газового каротажа широко применяется предприятиями России, Белоруссии, Казахстана, Украины, Азербайджана, Туркмении, Узбекистана и др.  В различных геофизических предприятиях успешно эксплуатируется около 200 программно-аппаратных комплексов.

Личный вклад автора состоит  в постановке задач, их решении; в анализе условий проведения геохимических исследований; в проведении аналитических и экспериментальных исследований, обобщении их результатов. Соискатель является инициатором, руководителем и соисполнителем работ по созданию и внедрению разработанных средств газового каротажа.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на  III научном симпозиуме «Высокие технологии в промысловой геофизике» (Уфа, 2004), на посвященной 100-летию В. Н. Дахнова научно-практической конференции «Современные проблемы промысловой геофизики» (Москва, 2005), на научной конференции «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе» (Уфа, 2006), на научно-практической конференции «Новые достижения в технике и технологии ГИС» (Уфа, 2009), на научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (Уфа, 2011).

Публикации

Основное содержание работы опубликовано в 16 научных статьях, в том числе 7 - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объём  работы

Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций. Она изложена на 151 странице машинописного текста, содержит 31 рисунок, 4 таблицы и список использованных источников из 107 наименований.

Разработка и опробование методик были бы невозможны без помощи, поддержки и критических замечаний со стороны ученых и производственников А.А.Кириченко, С.Н.Сидоровича, И.В.Меньщикова, В.С.Кузнецова, Д.В.Артёмова, В.Н.Андреева, С.Н.Гоптарева, Р.Т.Бибарцева и многих других, которым автор выражает свою благодарность. Особую признательность автор выражает своему наставнику П.П. Муравьеву.

Автор выражает благодарность научному руководителю работы М.Г.Лугуманову за неоценимую помощь при работе над диссертацией.

содержание работы

Во введении представлена общая характеристика работы, обоснована её актуальность, поставлена цель и сформулированы задачи исследования, научная новизна, защищаемые научные положения и показана практическая значимость.

       Первая глава посвящена анализу эффективности проводимых геохимических исследований в сложных геологических условиях Республик Башкортостан и Татарстан. Исследованы процессы газообогащения бурового раствора при различных геолого-технологических условиях бурения.

Геохимические исследования позволяют решать целый комплекс задач, связанных с оперативным выделением в разрезе бурящейся скважины перспек-тивных на нефть и газ пластов-коллекторов. Значительный вклад в развитие теории и методики измерений, создание аппаратуры, интерпретацию данных газового каротажа внесли отечественные исследователи В. А. Соколов, А.М. Левит, Б.П. Ясенев, К.Н. Соколова, П.А. Левшунов, Н.А. Дацкевич, Л.М. Чека-лин, О.А. Черемисинов, Ю.М. Юровский, Г.А. Могилевский, Б.В. Влади-миров, Г.Г. Григорьев, А.А. Галкин, Л. И. Померанц, Г.И. Эпштейн, С.Э. Симонгауз, А.А. Дацкевич, М.Б. Мошинская, В.М. Кузьмин, Г.Н. Леоненко, В.С. Лопухов, С.В. Кожевников, Л.Я. Цыглеев, Э.Е. Лукьянов, П.П. Муравьёв, А.И. Чиж, К.М. Снарский, С.Н. Сидорович, С.Н. Шматченко и многие др.

Метод газового каротажа базируется на принципиально отличной от других методов промысловой геофизики физической основе. Он основан на изучении количества и состава газа, попадающего в промывочную жидкость, являющейся источником прямой информации о нефтегазонасыщенности разбуриваемых горных пород. Нефтесодержащие пласты при газовом каротаже отбиваются до формирования глубокой зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, до влияния явлений, связанных с закупоркой пор вследствие разбухания глинистых частиц в прискважинной зоне пласта, особенно с трещинным типом коллекторов. Дополняя данные промыслово-геофизических исследований, результаты газового каротажа способствуют повышению эффективности выдаваемых заключений. Получаемая в процессе бурения оперативная информация позволяет оптимизировать дальнейший процесс углубления скважины, отслеживать возникновение предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени, обеспечивать наиболее оптимальный режим первичного вскрытия продуктивного пласта, при котором фильтрационно-емкостные свойства пласта в прискважинной зоне оставались бы неизменными, обеспечивая тем самым максимальную продуктивность скважины на стадии её освоения и эксплуатации.

Однако, при неблагоприятных для  газового каротажа геолого-геохимических условиях вскрытия перспективных пластов, метод имеет определённые ограничения: отмечаются случаи неоднозначной характеристики насыщения пластов, увеличивается число случаев расхождения заключений с результатами опробования скважин, имеют место пропуски нефтеносных пластов. Геолого-геохимические условия районов Башкортостана и Татарстана характеризуются рядом неблагоприятных факторов, основными из которых являются низкие пластовые давления и газовые факторы нефти, тонкослоистость продуктивных отложений, повсеместные добавки нефтепродуктов в промывочную жидкость. Информативность метода в таких условиях оказывается недостаточной для однозначного решения задач по эффективному выделению перспективных пластов и оценки характера их насыщения.

Механизмы формирования, изменения газовой составляющей в буровом растворе в процессе вскрытия нефтенасыщенных пластов обусловливаются рядом факторов, характеризующихся  особенностями геологического строения исследуемых отложений и технологическими условиями проводки скважин:

  • поступлением газа из пласта (разбуриваемого или вышележащего);
  • наличием в буровом растворе примесного газа;
  • наличием в буровом растворе рециркуляционного газа;
  • изменением расхода бурового раствора;
  • изменением механической скорости.

Исходя из имеющихся представлений о процессах газообогащения бурового раствора и влияющих на результаты газового каротажа факторов, газонасыщенность бурового раствора на устье скважины q при вскрытии скважиной нефтеносного пласта определяется по следующей  зависимости:

  ,                                                        (1)

где        VП – объём одного пог. м выбуренной породы, см3;

КП – коэффициент пористости горных пород, доли ед.;

G – газовый фактор нефти, м3/м3 ;

– коэффициент, показывающий долю газа, перешедшего в раствор        из разбуриваемых пород с учетом фильтрации горных пород, доли ед.;

QВЫХ – расход промывочной жидкости, л/мин;

ТБУР – продолжительность бурения 1 пог. м., мин/м.

Однако при регистрации и окончательной интерпретации результатов измерений в реальных условиях, помимо изложенных выше, необходимо учитывать дополнительно целый ряд факторов:

  • затухание газовой аномалии в буровом растворе в результате гидродинамических процессов во время движения в скважине от забоя до дневной поверхности;
  • значительные потери свободного газа на устье скважины при выходе промывочной жидкости на дневную поверхность и в желобе, которые приводят к снижению концентраций газа в буровом растворе на участке «устье скважины - дегазатор»;
  • потери газа вследствие неполной десорбции промывочной жидкости, выходящей из устья скважины, связанной с недостаточной эффективностью применяемых дегазаторов.

В результате зависимость основного параметра газового каротажа – суммарных газопоказаний от газонасыщенности бурового раствора и режима бурения, выражается уравнением:

,                                                                 (2)

где:  q  -  газонасыщенность бурового раствора, см3 / л ;

Q Р -  количество дегазируемого раствора, л ;

QГВС - расход газовоздушной смеси через газоанализатор, см3/мин.;

С - степень дегазации бурового раствора, зависящая от типа применяемого дегазатора, %.

       Таким образом, при оценке нефтенасыщенных пластов в разрезе скважин необходимо учитывать все перечисленные факторы, формирующие действительную картину распределения природного газа.

Во второй главе приведены расчеты параметров газонасыщения бурового раствора, сформулированы необходимые технические требования к газокаротажному хроматографу. Рассмотрены применяемые технические и методические средства газового каротажа.

С учетом изложенных представлений о процессах газообогащения бурового раствора, задаваясь возможными значениями параметров нефтяных пластов и условий бурения, рассчитаны  теоретически возможные диапазоны газонасыщенности бурового раствора и суммарного газосодержания при вскрытии продуктивных горизонтов в рассматриваемых регионах. Для прове-дения расчетов приняты следующие, наиболее распространенные на практике, исходные значения: диаметр долота – 215,9 мм; коэффициент пористости КП = 0,050,25; расход бурового раствора QВЫХ = 6003000  л/мин; продолжитель-ность бурения 1 пог.м ТБУР = 515 мин/м; газовый фактор нефти G =550 м3/м3; коэффициент фильтрации = 0,9; расход газовоздушной смеси через газоанализатор QГВС = 1 л/мин; степень дегазации бурового раствора  С = 0,1 %; количество дегазируемого раствора  Q Р  = 50 л. Используя формулу (1), рассчитан теоретически возможный диапазон изменения величины q, составляющий 0,18137,21 см3/л. Следует учесть, что в районах, характеризующимися  низкими газовыми факторами нефтей, максимальная величина qMAX=137,21 см3/л возможна в крайне редких случаях, при специфическом сочетании целого ряда параметров, определяющих эту величину. Встречающаяся же на практике величина qMAX равна 20 см3/л. Исходя из этого можно принять, что в практических условиях газонасыщенность бурового раствора, обязанная вскрытию нефтенасыщенных пластов, варьирует в диапазоне 0,1820 см3/л.

       При обосновании необходимых технических требований к газокаротажному хроматографу были учтены следующие факторы:

  • содержание и состав газа в продуктивных пластах при определении характера насыщения пласта, вскрываемого скважиной;
  • пороговая чувствительность и диапазон измерения концентраций информативных компонентов для определения характера вскрытого пласта;
  • частота проведения исследований, обеспечивающая выделение в разрезе скважины продуктивных пластов;
  • необходимая помехозащищённость измерений, выполняемых газокаротажными хроматографами в полевых условиях.

При проведении исследований скважин методом газового каротажа наиболее информативными компонентами для выявления нефтеносных пластов являются предельные углеводороды парафинового ряда. Именно по составу предельных углеводородных газов (от метана до гексана включительно) в породах, пересекаемых скважиной, удаётся выделять выявляемые газовым каротажем нефтесодержащие объекты.

Необходимые порог чувствительности и верхний предел измерения газокаротажного хроматографа можно оценить, основываясь на рассмотрен-ном выше диапазоне газонасыщенности бурового раствора по формуле (2). Исходя из встречающихся на практике значений,  необходимый диапазон регистрации суммарных газопоказаний ГСУМ составляет 0,004323,29304%. Однако, для решения других задач таких как прогнозирование нефтегазовых пластов до их вскрытия скважиной, чувствительность газокаротажного хроматографа должна быть повышена не менее чем на порядок (до 1 10-5  % об. по метану и до I I0-6 % об. для более тяжелых компонентов). Необходимо также отметить, что при проводке горизонтальных стволов, при добавках нефтепродуктов в промывочную жидкость, при работе с дегазаторами, обладающими большой степенью дегазации, концентрации анализируемых газовых смесей могут достигать максимально возможных величин. Таким образом, для эффективного проведения газового каротажа в сложных геологических условиях рассматриваемых регионов должно быть обеспечено измерение ГСУМ в широком диапазоне 1 * 10 -5 100 % об. по метану.

Анализ статистических материалов по минимальным толщинам продуктивных пластов, представляющих практический интерес, показывает, что время одного цикла анализа газокаротажного хроматографа не должно превышать 2 2,5 мин. При наиболее распростра­ненных скоростях вскрытия коллекторов – 20 30 м/ч, пласт толщиной 2 м будет охарактеризован по данным не менее 3 компонентных анали­зов.

Учитывая, что в исследуемой газокаротажным хроматографом газо­воздушной смеси наряду, с информативными компонентами, могут присут­ствовать также углеводороды тяжелее гексана и неуглеводородные га­зы, прибор, с учетом требуемого порога чувствительности, должен обеспечивать подавление помех не менее 120 дБ, создаваемых указанными неинформативными компонентами.

Полевые хроматог­рафы часто эксплуатируются в условиях длительного отрыва от баз снабжения. В связи с этим хроматограф должен быть рассчитан на длительную ав­тономную работу без пополнения расходуемых ресурсов, за исключени­ем воздуха, воды и электроэнергии. Хроматограф должен быть рассчитан на нормальную работу в ус­ловиях питания от сети электроснабжения буровой, которая, как пра­вило, нестабильна как по напряжению, так и по частоте.

При проведении компонентного анализа по стволу скважины к газокаротажному хроматографу предъ­являются следующие требования по надежности:

  • нижнее значение вероятности безотказной работы при довери­тельной вероятности РX = 0,8 должно быть за 50 часов работы не менее 0,99;
  • ремонтоспособность - среднее время восстановления работоспособности прибора должно быть не более I часа.

       Анализ технических характеристик применяемых газокаротажных хроматографов типа Геопласт, ГХ-П001, ХГ-1Г показывает, что эти приборы обладают рядом недостатков и ограничений. К ним следует отнести низкую чувствительность, недостаточный верхний предел измеряемой концентрации; недостаточную разрешающую способность, трудоемкость обработки получаемых результатов. Для осуществления компонентного анализа в сложных геолого-технологических условиях рассматриваемых регионов необходимо создание специального газокаротажного хроматографа на базе новых технических решений, позволяющего обеспечить решение различных, а во многом и противоречивых задач.

Третья глава посвящена выбору методики высокочувствительной  экспрессной хроматографии и обоснованию технических решений.

       Из известных хроматографических методов разделения веществ наиболее предпочтительным для целей реализации «экспресс-анализа» газовой смеси яв-ляется метод газоадсорбционной хроматографии. Разделение веществ в хрома-тографии происходит за счет селективности используемого сорбционного слоя и эффективности хроматографической колонки. Селективность сорбционного слоя в газовой хроматографии определяется характеристикой применяемого сорбента , а эффективность - её геометрическими размерами и характеристиками применяемого газа-носителя, в частности, величиной его расхода через колонку QГН.

Известно [А.А. Жуховицкий, Н.М. Туркельтауб], что важным параметром, влияющим на хроматографическое разделение веществ, является термический фактор, позволяющий изменять во времени адсорбционные свойства колонки по определенной зависимости. Ими было показано, что наибольший эффект термический фактор дает для газоадсорбционной хроматографии при программировании температуры хроматографической колонки с большой скоростью (порядка 300 ОС / мин).

Анализ пороговых значений концентраций анализируемых компонентов показывает, что измерение этих компонентов хроматографом в условиях буро-вой возможно при условии применения в приборе высокочувствительного пламенно-ионизационного детектора. Он обеспечивает линейный динамичес-кий диапазон порядка 106 , инерционность детектора не превышает 3 * 10 –4 сек.

При решении задачи расчета оптимального режима работы хроматогра-фа, при котором анализ выполнялся  бы за минимальное время в условиях обеспечения заданного коэффициента разделения, были использова­ны дополнительные вспомогательные зависимости - лучевая диаграм­ма и годограф несорбируемого компонента. Эти вспомогательные за­висимости дают возможность определять основные параметры хроматографа, а также положение компонентов в каждый отдельный момент времени цикла анализа. С целью получения необходимых для расчета экспериментальных данных был собран макет хроматографа по схеме, показанной на рис.1. В макете была использована колонка внутренним диаметром 2 мм, заполненная активной окисью алюминия (Al2O3), обработанной 10% - ным раствором NaHCO3, зернением - 0,250,5 мм. В макете использовалось два детектора – полупроводниковый 2 и пламенно-ионизационный 5. Полупроводниковый детектор включен в схему для фиксирования момента нанесения пробы на хроматографическую колонку 4. Регистрирующим устройством 6 отмечались период удержания То несорбируемого компонента и времена выхода разделенных компонентов исследуемой смеси. Нанесение пробы исследуемой смеси на хроматографическую колонку  осуществлялось  дозатором 1. Мано­метрами 3 и 7 измерялось соответственно давление на входе и выходе хроматографической колонки.  Проведенными исследованиями было установлено, что коэффициент  размывания КДФN N-го компонента в колонке практически не зависит от температуры колонки и ее длины и в то же время является функцией расхода газа-носителя. Путем проведения ряда анализов газовой смеси при постоянной температуре колонки и различных расходах газа-носителя была составлена зависимость КДФN = f (QГН). Исходя из полученных данных выбран оптимальный расход газа-носите­ля, равный  6870 см3/мин. Ря­дом анализов определена зависимость коэффициента удерживания КУN N - го компонента от температуры хроматографической колонки при оптимальной величине QГН. График функции КУN = f () для углеводородов от метана до гексана, построенный в координатах lg (КУN-1) и t°С, показан на рис. 2.

Рис. 1. Схема макета для определения экспериментальных данных к расчету оптимального режима работы газокаротажного хроматографа.

Рис 2. График зависимости коэффициента удерживания N-го компонента от температуры в хроматографической колонке.

       Аппроксимируя кривую изменения КУN от температуры ступенчатой зависимостью и пользуясь данными графика, находим в графической форме движение исследуемой газо­вой смеси через хроматографическую колонку. Построение лу­чевой диаграммы (рис. 3) проводилось с учетом получения одинаковых расстоя­ний между точками пересечения ломаных линий, характеризующих дви­жение N-го компонента через хроматографическую колонку, с перпендикуляром, восстановленным в точке оси абсцисс, характеризующим выход  N-го компонента из колонки. Выполнение данных требований необходимо для минимизации времени анализа. По полученным данным был определен температурный градиент для реализации необходимого значения времени удерживания ТN N-го компонента, соответствующее определенному из лучевой диаграммы значению КУN для N-го компонента. Температурный градиент представлен на рис. 4 в виде графика зависимости температуры колонки от времени.

Рис. 3. Лучевая диаграмма, изображающая движение N-го компонента через хроматографическую колонку при программировании температуры.

Оптимальная длина хроматографической колонки LОПТ в м опреде­ляется

по формуле:         ,                                                (3)

где        PО. ОПТ - оптимальное значение давления на входе колонки, МПа;

РL  - давление на выходе колонки длиной L, МПа;

КL -коэффициент сопротивления колонки по ее длине.

Подавление сигналов неинформативных компонентов может быть достигнуто путем применения в приборе дополнительного кратковременного турбонагрева, заключающегося в применении непродолжительного по времени интенсивного нагрева хроматографической колонки после выхода последнего информативного компонента. Это позволит проводить геохимические исследования, не опасаясь неблагоприятного накопления неинформативных компонентов в колонке в процессе длительной работы.

В результате проведенных исследований и расчетов бы­ло установлено, что газокаротажный хроматограф должен иметь следующие параметры:

а)        хроматографическая колонка с внутренним диаметром 2 мм, длиной - 2,0 м, заполненная алюмогелем, обработанным 10% -ным раствором
NaHCO3. Зернение сорбента должно быть 0,25 0,5 мм;

б)        расход газа-носителя (воздуха)  QГН = 65 70 см3 /мин;

в)        программирование температуры хроматографической колонки в
процессе анализа должно осуществляться в соответствии с графиком (рис.4).

Рис. 4. Расчетная оптимальная программа нагрева хроматографической колонки для газокаротажного хроматермографа.

Полученные данные позволили перейти к разработке технических решений. Приведенную на графике (рис. 4) скорость нагрева колонки невозможно реали-зовать пу­тем разогрева колонки в воздушном термостате. Решением поставлен-ной задачи является прямой нагрев колон­ки пропускаемым через нее электри-ческим током. Данная схема была реализована в хроматермографах типа ХТ-2М, ХГ-1Г. Однако заложенная в этих приборах схема нагрева колонки не обеспечивает воспроизводимости температурной программы. Нами был пред-ложен режим регулирования температуры ко­лонки по оригинальному алгоритму путем программируемого нагрева. Весь цикл анализа программно разбит на множество сегментов, в каждом из которых производится измерение температуры колонки, полученные величины сопоставляются с заложенными в памяти значениями – производится корректировка путем управления величи-ной тока нагрева. Перед началом нагрева измеряется температура колонки, сопоставляется с исходной (согласно графику на рис. 4), вводятся необходимые коррекции. Внутри каждого сегмента пошагово, перед установкой дискретного уровня нагрева, измеряется температура, вводятся поправочные коэффициенты в значения величины тока нагрева. Температура непосредственно корректиру-ется под каждый ожидаемый пик по жесткой программе с учетом  изменения внешних факторов (температуры окружающей среды, параметров питающей сети  и т.п.), чем обеспечивается стабильное воспроизведение выделяемых ком-понентов. Для уменьшения погрешности воспроизводимости времен выде­ления хроматографических пиков отсчет времени начала программирования температуры колонки ведется от момента регистрации максимума пика метана, ко­торый фиксируется до начала нагрева хроматографической колонки.  Проведенные исследования показали, что предложенный алгоритм регулирования тем­пературы хроматографической колонки позволяет воспроизводить программируемый нагрев её со скоростью более 350°С/мин при погрешности не более 2 %.

Выполненные исследования позволили разработать газокаротажный хроматограф «Рубин». Принцип действия хроматографа основан на циклическом отборе проб газовоздушной смеси, непрерывно прокачиваемой через дозатор прибора от дегазатора непрерывного действия, с последующим компонентным анализом отобранных проб методом газоадсорбционной хроматермографии. Управление работой хроматографа осуществляется программой "Chrom", которая выполняет калибровку хроматографа; настройку режимов его работы и параметров цикла анализа; расчет концентраций углеводородных компонентов и суммарной концентрации; регистрацию, визуализацию и вывод на печать данных   хроматографического анализа газа; настройку интерфейса пользователя. На рис.  5 показана  функциональная схема хроматографа «Рубин». Комплект хроматографа включает блок анализа газов 4, блок электропитания 5, блок газовых осушителей 3, генератор водорода 1 и компрессор воздуха 2. В блоке анализа газов смонтированы разделительная колонка 7, узел переключения газовых потоков, совмещенный с дозатором 6, пламенно-ионизационный детектор 8, модуль управления 9,

Рис. 5. Функциональная схема хроматографа «Рубин».

узел контроля и индикации 10, воздушный вентилятор для охлаждения колонки 11. Блок электропитания содержит модуль регулятора мощности 12, узлы формирования питающих напряжений 13, индикаторы напряжения и частоты питающей сети 14. При проведении компонентного анализа по стволу скважины газовоздушная смесь постоянно прокачивается вакуумным насосом через дозатор. В положении «I» узла переключения газовых потоков газовоздушная смесь промывает дозу отбираемого газа. В начале цикла узел переключения газовых потоков переводится в положение «II». В результате этого отсеченный в дозе объем газовоздушной смеси из дозатора в потоке газа-носителя наносится на сорбент разделительной колонки. Далее, в соответствии с заданным режимом анализа, узел переключения газовых потоков пере-водится в положение «I». В разделительной колонке происходит разделение по-ступившей газовой смеси на отдельные компоненты, которые с газом-носителем поступают в пламенно-ионизационный детектор. После выхода из колонки метана включается схема её нагрева. В результате этого по раз-делительной колонке начинает протекать электрический ток, эффективное зна-чение которого регулируется по определенной программе, создавая на колонке необходимый температурный градиент. В заданный программой момент времени схема нагрева колонки отключает ток в цепи, одновременно подается команда на включение вентилятора охлаждения, который охлаждает колонку до температуры, соответствующей началу следующего цикла анализа.

В четвертой главе приведены результаты опробования и промышленного внедрения научно обоснованной и технически реализованной аппаратуры газового каротажа.

Разработанная аппаратура в настоящее время серийно выпускается ОАО НПФ «Геофизика».        Результаты опытно-промышленной эксплуатации хроматографа «Рубин» показали, что этот прибор обеспечивает возможность значительного расширения области практического применения методических средств газового каротажа. При этом было существенно сокращено число случаев выдачи недостоверных заключений детальных исследований перспективных пластов. Геологическая эффективность геохимических исследований, проведенных с использованием созданной аппаратуры, наглядно иллюстрируется представленными ниже примерами.

На рис. 6 приведен пример выделения нескольких чередующихся про-дуктивных пластов по кривым параметров газосодержания бурового раствора, зарегистрированным хроматографом «Рубин», на одной из скважин Балтаев-ской площади Республики Башкортостан. По динамике газопроявлений выделе-ны нефтенасыщенные песчаники бобриковского горизонта (интервалы 1602 – 1604 м и  1611 – 1613 м) и нефтесодержащий коллектор трещиноватого типа в карбонатных отложениях турнейского яруса нижнего карбона (интервал 1630 – 1638 м). Несмотря на увеличение фоновой газонасыщенности бурового раство-ра после вскрытия первого нефтесодержащего пласта выделены последующие газоаномальные участки. Частое чередование продуктивных пластов довольно четко фиксируется на газокаротажных кривых в виде отдельных аномалий, разделенных между собой относительно низким газосодержанием промывочной жидкости и уменьшением количества «тяжелых» компонентов.

На рис. 7 приведен пример выделения нефтеносного песчаного пласта после обработки нефтью бурового раствора на  одной  из  скважин  Хасановской площади Республики Башкортостан. После обработки промывочной жидкости нефтью значительно вырос геохимический фон бурового раствора. По прошествии некоторого  времени,  необходимого  для выравнивания вновь образовавшегося фона, были проведены измерения абсолютных значений углеводородных составляющих извлекаемой из бурового раствора газовой смеси. Полученные величины были использованы для

Рис. 6. Пример выделения нескольких часто чередующихся пластов

(площадь Балтаевская Респ. Башкортостан).

корректировки калибровочных характеристик и внесены в эталонировочные характеристики хроматографа «Рубин». На приведенной диаграмме видно, что вид кривых регистрации геохимических параметров принял практически первоначальный «фоновый» вид. Дальнейшие детальные геохимические исследования по стволу скважины проводились с использованием скорректированных градуировочных характеристик. На кривой газосодержания контрастными показаниями отмечается интервал  1034 - 1041 м. Аномалии на диаграммах после обработки бурового раствора нефтью выделились рельефно.

Рис.7. Пример выделения пласта при добавлении нефти в буровой раствор

(площадь Хасановская Респ. Башкортостан).

Промышленное применение разработанных средств показало высокую геологическую эффективность метода газового каротажа и существенное рас-ширение круга многих существующих и создаваемых методических приемов:

  • прогнозирование приближения к продуктивному пласту непосредственно в процессе бурения скважины;
  • контроль положения траектории ствола при проводке горизонтальных участков скважины (как в теле самого пласта, так и при выходе за его границы);
  • наземная газовая съёмка, поверхностное оконтуривание месторождений;
  • поиск утечек газа из подземных хранилищ газа;
  • выявление гидродинамических связей между резервуарами углеводородов;
  • поиск и разведка месторождений каменного угля и горючих сланцев.

Основные выводы.

  1. Путем анализа и обобщения результатов проводимых на практике геохимических исследований показано, что ограничения практического применения метода газового каротажа в сложных геолого-технологических условиях не являются его характерными особенностями, а связаны с недостаточным научно-техническим уровнем комплекса исследований и несовершенством методов интерпретации получаемых результатов.
  2. Разработана  аппаратура газового каротажа нефтегазовых скважин, имеющая чувствительность до 10-5 % абс. по метану, позволяющая выделять не вычленяемые ранее  часто чередующие  тонкослоистые нефтяные пропластки и повысить порог регистрации продуктивных пластов, насыщенных нефтью с низким газовым фактором (от 3 м3/м3).
  3. Созданы технические и программно-методические комплексы, имеющие  расширенный диапазон измерения до 100 % абс. по метану, которые позволяют проводить геохимические исследования на количественном уровне при бурении на промывочной жидкости с содержанием нефти свыше 10 %, в том числе и при проводке горизонтальных скважин.
  4. Разработан хроматограф «Рубин» с расширенной областью практического применения методических средств газового каротажа, длительная промышленная эксплуатация которого показала высокую геологическую эффективность результатов исследований за счет достоверного проведения компонентного анализа по стволу скважины в широком диапазоне геолого-технологических условий. Геохимические исследования способствовали детализации в рассматриваемых регионах ряда нефтяных залежей, в основном, в карбонатном разрезе.
  5. Результаты диссертационного исследования внедрены в практику проведения газового каротажа  в России, Белоруссии, Казахстане, Украине, Азербайджане, Туркмении, Узбекистане и др.  В различных геофизических предприятиях успешно эксплуатируется около 200 аппаратурно-программных и методических  комплексов.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:

  1. Махмутов Ш.Я. Полевой высокочувствительный экспресс-хроматограф «Рубин» и разработанные на его базе газоаналитические комплексы

/ Ш. Я. Махмутов, М. Г. Лугуманов //НТВ «Каротажник». –Тверь: АИС, 2004. –Вып. 111-112. –С.64-72.

  1. Махмутов Ш.Я. О градуировке хроматографа «Рубин-1» / Н.Е. Григорьев, В.М. Лобанков, М.Г. Лугуманов, Ш.Я. Махмутов //НТВ «Каротажник». –Тверь: АИС, 2005. –Вып. 5-6 (132-133). –С.194-197.
  2. Махмутов Ш.Я. Аппаратно-программные комплексы газового каротажа

/ Ш.Я. Махмутов,  М.Г. Лугуманов //НТВ «Каротажник». –Тверь: АИС, 2005. –Вып.10-11 (137-138). – С.86-95.

  1. Махмутов Ш.Я. Современные технологии и технические средства для информационного обеспечения процесса бурения скважин / М.Г. Лугуманов, Ш.Я. Махмутов, Р.М. Ахметшин, С.Н. Сидорович, О.В. Прокшин //НТВ «Каротажник». –Тверь: АИС, 2005. – Вып. 10-11 (137-138). – С.215-227.
  2. Махмутов Ш.Я. Применение газочувствительных датчиков при бурении нефтегазовых скважин / Ш.Я. Махмутов, А.В. Соколов  // НТЖ «Бурение и нефть». – 2007. – №9. – С.32-33.
  3. Махмутов Ш.Я. Полевой хроматограф для геохимических исследований скважин / Ш.Я. Махмутов // НТЖ  «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – 2008. – № 12 – С.47-50.
  4. Махмутов Ш.Я. Анализ эффективности геохимических исследований при бурении скважин со сложной траекторией / Ш. Я. Махмутов // НТВ «Каротажник». –Тверь: АИС, 2010. – Вып.196. – С.20-25.

в других изданиях:

  1. Махмутов Ш.Я. Новая компактная аппаратура газового каротажа, разработанная в ОАО НПФ «Геофизика» / Ш.Я. Махмутов, М.Г. Лугуманов// Тезисы докладов научного симпозиума «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности» в рамках IV Конгресса нефтегазопро-мышленников России. Уфа, 21-22 мая 2003. –Уфа, 2003. – С.106-107.
  2. Махмутов Ш.Я. Опыт и особенности эксплуатации газоаналитической аппаратуры в производственном режиме / Ш.Я. Махмутов, С.Н. Сидорович, Р.М. Ахметшин// Тез.докл III науч.конф. «Высокие технологии в промысловой геофизике». Уфа, 24-25 мая 2004. –Уфа, 2004. –С.109-110.
  3. Махмутов Ш.Я. Новое в аппаратуре газового каротажа / Ш. Я. Махмутов, М.Г. Лугуманов  // Тез. докл. научно-практическая конф., посвящ. 100-летию

В. Н. Дахнова «Современные проблемы промысловой геофизики». Москва, 5-6 апреля 2005 г. –Москва, 2005. – С.62-64.

  1. Махмутов Ш.Я. Совершенствование комплекса газокаротажных исследований  / Ш.Я. Махмутов, М.Г. Лугуманов // Тез. докл. науч. конф. «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе». Уфа, 24-25 мая 2006. –Уфа, 2006. –С.136-137.
  2. Махмутов Ш.Я. Расширение информационных возможностей геолого-технологических исследований при строительстве нефтяных и газовых скважин/ М.Г. Лугуманов, Ш.Я. Махмутов, С.Н. Сидорович // Сборник докладов IV китайско-российского симпозиума «Новейшие достижения в области геофизических исследований скважин». Санья, Китай, 25 ноября –

6 декабря 2006 г. – С.154-165.

  1. Махмутов Ш.Я. Пути повышения информативности исследования природных газов при бурении скважин на нефть и газ  / Ш.Я. Махмутов,

С.Н. Сидорович, М.Г. Лугуманов // Тез. докл. науч. конф. «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин». Секция «D». Уфа, 22 мая 2007. –Уфа, 2007. –С.87-89.

  1. Махмутов Ш.Я. Эффективность геолого-технологических исследований при бурении горизонтальных скважин / М.Г. Лугуманов, Ш.Я. Махмутов,

С.Н. Сидорович //  НТЖ "Интервал. Передовые нефтегазовые технологии". 2008, № 10. – С. 61-65.

  1. Махмутов Ш.Я. Техника и технология выделения маломощных продуктивных пластов методами газовой экспресс-хроматографии

/ М.Г. Лугуманов, Ш.Я. Махмутов, С.Н. Сидорович //Сборник тезисов докладов VIII Конгресса нефтегазопромышленников России. Секция «В». «Новые достижения в технике и технологии ГИС» // Уфа, 26 мая 2009. – С 71-73.

  1. Махмутов Ш.Я. Прогнозирование приближения к пласту в процессе бурения геохимическими методами  / Ш.Я. Махмутов, М.Г. Лугуманов,

С.Н. Сидорович // Тезисы докладов научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин». – Уфа,

25 мая 2011. – Уфа, 2011. – С. 65-68.







© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.