Способ определения газонасыщенности бурового раствора при газометрии глубоких скважин

 

Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин в процессе бурения и м.б. использовано для оперативного выявления продуктивных интер валов в разрезе скважины. Цель изобретения - повышение информативности определения за счет увеличения охвата разреза скважины газометрическими исследованиями и сокращения времени простоя скважины . Отбирают пробу циркулирующего бурового раствора на входе и выходе из скважины через заданный интервал проходки. В последующем производят дегазацию и хроматографический анализ. Измеряют скорость проходки, расход раствора, время отставания выхода раствора, газонасьшхенность раствора на входе и выходе из скважины с учетом полученных данных, определяют газонасыщенность раствора на выходе из скважины путем отбора и последующего анализа интегральных проб раствора, отбираемых одновременно с пробами на входе в скважину. Регистрируют время опережения раствора. Строят график зависимости между содержанием газа в растворе на входе и выходе из скважины, по которому определяют коэффициент желобной дегазации, и с учетом этого коэффициента , интегральной газонасыщенности, времени опережения определяют истинную газонасыщенность по математическому выражению . 2 ил. ю (Л с со ел -sj ел СД to

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51) 4 Е 21 В 47/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н А BTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3966493/22-03 (22) 09.08.85 (46) 07.12.87. Бюл. № 45 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов (72) О. А. Черемисинов (53) 550.832.9 (088.8) (56) Левит А. М. Анализ газа и дегазация при разведке нефтяных, газовых и угольных месторождений. М,: Недра, 1974. с. 205 — 216.

Авторское свидетельство СССР № 819784, кл. G 01 V 9/00, 1979. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА

Г1РИ ГАЗОМЕТРИИ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН (57) Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин в процессе бурения и м.б. использовано для оперативного выявления продуктивных интер валов в разрезе скважины. Цель изобретения — повышение информативности определения за счет увеличения охвата разреза

„„SU„„1357552 А 1 скважины газометрическими исследованиями и сокращения времени простоя скважины. Отбирают пробу циркулирующего бурового раствора на входе и выходе из скважины через заданный интервал проходки.

В последующем производят дегазацию и хроматографический анализ. Измеряют скорость проходки, расход раствора, время отставания выхода раствора, газонасыщенность раствора на входе и выходе из скважины с учетом полученных данных, определяют газонасыщенность раствора на выходе из скважины путем отбора и последующего анализа интегральных проб раствора, отбираемых одновременно с пробами на входе в скважину. Регистрируют время опережения раствора. Строят график зависимости между содержанием газа в растворе на входе и выходе из скважины, по которому определяют коэффициент желобной дегазации, и с учетом этого коэффициента, интегральной газонасыщенности, времени опережения определяют истинную газонасыщенность по математическому выражению. 2 ил.

1357552

Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин в процессе бурения и может быть использовано для оперативного выявления продуктивных интервалов в разрезе скважины.

Цель изобретения — гювышение информативности определения за счет увеличения охвата разреза скважины газометрическими исследованиями и сокращение времени простоя скважины.

На фиг. 1 приведен график зависимости между содержаниями газа в буровом растворе на входе и выходе из скважины; на фиг: 2 — график, иллюстрирующий предлагаемый способ.

Способ осуществляют путем отбора проб циркулирующего бурового раствора на входе и выходе из скважины через заданный интервал проходки, их последующук> дегазацию и хроматографический анализ, измерение скорости проходки, расхода раствора, времени отставания выхода раствора, определение газонасыщенности бурового раствора на входе и выходе из скважины с учетом указанных данных, определение истинной газонасыщенности Ilo разности газонасыщенности на выходе из скважины и входе в нее.

Газонасышенность бурового раствора на выходе из скважины определяют путем отбора и последующего анализа интегральных проб бурового раствора, отбираемых одновременно с пробами на входе в скважин), регистрируют время опережения бурового раствора, строят график зависимости между содержанием газа в буровом растворе на входе и выходе из скважины, определяют по этому графику коэффициент желобной дегазации, а истинную газонасыщенность определяют из выражения

q„,„= q „,— К f(1 — T,+E(T;))q„,„(— E(T,)P

+ (T; — Е (Ti)) q, „(1 — Е (Т,))-1, где ц„; — интегральная газонасыщенность проб бурового раствора на выходе из скважины;

T; — отношение суммьг времени отставания и опережения бурового раствора к времени бурения интервала;

К вЂ” — коэффициент желобной дегазации;

Е (T;) — целая часть числа Т...

Пример. Б скважине измеряют суммарную газонасыщенность бурового раствора, отбуренного в пробоотборники, на входе и выходе из скважины. При этом отбирают

10 — 20 проб на выходе из скважины, строят график зависимости между содержанием газа в буровом растворе»а входе и выходе из скважины, Газонасыщенность на выходе из скважины определяют путем отбора интегральных проб бурового раствора.

Определяют по графику коэффициент желобной дегазации К, представляющий собой отношение количества газа в пробе входящеФормула изобретения

Способ определения газонасыщенности бурового раствора при газометрии глубоких скважин, включающий отбор проб циркулирующего бурового раствора на входе и выходе из скважины через заданный интервал проходки, их последующую дегазацию и хроматографический анализ, измерение скорости проходки, расхода раствора, времени отставания выхода раствора, определение газонасыщенности бурового раствора на входе и выходе из скважины с учетом указанных данных и определение истинной газонасыщенности по разности газонасыщенности на выходе из скважины и

55 го бурового раствора к количеству газа в пробе выходящего бурового раствора.

Коэффициент желобной дегазации характеризует долю эвакуированного из бурового раствора газа при его движении по системе желобной циркуляции. Величина коэф фициента дегазации К составляет.0,8 для ц..;(1 — 10) см /л, 0,7 для ц,; = (11—

20) см /л и 0,95 для ц„,;(см "/л.

Определенная на скважине интегральная газонасыщенность выходящего бурового раствора ц..„, в интервале бурения

1000 в 1009 м составляет: на глубине 1000 м

1 см /л, 1001 м 1 см"/л, 1002 м 1 см /л, 1003 гл 5 см "/л, 1004 м 20 см /л, 1005 м

11 см /л, 1006 м 12,7 см /л, 1007 м 7,9 см /л, 1008 м 8,3 см /л и на глубине 1009 м

6,4 смз/л.

Величина отношения Т; суммы зарегистрированного времени отставания и опережения бурового раствора к времени бурения

20 интервала 1 м составляет 1,8.

Истинную газонасыщенность разбуриваемых пород определяют по аналитическому выражению, представляющему разность газопоказаний на выходе и входе в скважину цщ — — q,— К с(1 — Г;+Е (T;) ) q „ji — E (Т,)Ф вЂ”,(Т,— Е(Т,))q „(— Е(Т,)) — Ц.

Истинная газонасыщенность бурового раствора в аномалийной зоне, начиная с глубины 1003 м, составляет

q, 5 см /л, К = 0,6, Т; = 1,8;

30 q = — 5 — 0,8 (1 — 1,8+ 1). i+ (1,8 — 1) 1) =

=5 — 0,8== 4,2см /л

Индекс при члене ц„„(1 — -Е (Т;) ) относится к предыдущему интервалу. Так, например, в случае интервала 1002 м ц „„(1— — Е (T;) — 1), т.е. речь идет о газонасыщенности предыдущего интервала, которым является интервал глубиной 1001 м.

Для глубины 1004 м истинная газонасыщенность составляет

q.;.;== 20 см /л, К= 0,7, T;= 1,8;

q„„=20 — 0,7 (1 — 1,8+1) 5+ (!,8 — 1).1) =

=20 — 0,7-1,8= 18,7 см /л.

Для глубиньг 1005 м с1. = 5,4 см /л. Для глубины 1006 м q.: О. Для глубины 1007 м ц =О.

1357552 входе в нее, отличающийся тем, что, с целью повышения информативности определения за счет увеличения охвата разреза скважины газометрическими исследованиями и сокращения времени простоя скважины, газонасыщенность бурового раствора на выходе из скважины определяют путем отбора и последующего анализа интегральных проб бурового раствора, отбираемых одновременно с пробами на входе в скважину, регистрируют время опережения бурового раствора, строят график зависимости между содержанием газа в буровом растворе на входе и выходе из скважины, опреде100

15

g у 05 7 5 5Г 10 30 100 р 1 ДУ ф

Смз Jl

1004 1008 1012 Фм

puz.z

1000

Составитель В. Стрельченко

Реда кто р С. П атру ш ев а Техред И. Верес Корректор Л. Патай

Заказ 5497/29 Тираж 533 Подписное

ВНИИГ1И Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, >K — 35, Рву шская наб., д. 4!5

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная. 4

5 г

1,3

5,0

0, 5

ОЗ

015 ляют по этому графику коэффициент желобной дегазации, а истинную газонасыщенность определяют из выражения

q„„= q „,, К f(1 — Т;+Е(Т,) )-q „(i- — Е(Г;)+

+(т; — Е(T;)-q (1 — Е(T,) — 1)1, где q.. — интегральная газонасыщенность проб бурового раствора на выходе из скважины;

T; — отношение суммы времени отставания и опережения бурового раствора к времени бурения интервала;

К вЂ” коэффициент желобной дегазации;

Е(Т;) — целая часть числа (T,).