Газовый каротаж в процессе бурения.

Во время бурения для просмотра данных газового каротажа используется экран «Хроматограф 1» (Рис 7.7.) программы сбора DTCIS.

 

Рис.7.7

 

Для просмотра «времени отставания» в реальном режиме времени и проверки привязки данных газового каротажа по глубине используется экран «Отставание по глубине» (Рис.7.8.).

 

Рис.7.8

 

 

Оперативная интерпретация.

Оперативная интерпретация результатов газового каротажа в процессе бурения проводится в следующей последовательности.

По кривой Гсум. или покомпонентного анализа, регистрируемых непрерывно в функции времени, выделяются аномалийные участки (в 2 раза и более выше фоновых значений) и определяется природа газовых аномалий.

При наличии газовой аномалии обусловленной поступлением газа из пласта для каждого метра рассчитываются значения флюидных коэффициентов и определяется относительный состав газа.

По палеткам раздельного анализа газа (PАГ) и по палеткам граничных флюидных коэффициентов (ГФК), построенными применитель­но к исследуемой площади определяют характер насыще­ния коллектора. Палетки строятся для данного рай­она по результатам ГТИ и ИПТ на ранее пробуренных скважинах иссле­дуемой площади или по соседним площадям района.

Появление газовой аномалии может быть обус­ловлено следующими причинами:

- уменьшением расхода бурового раствора;

- увеличением механической скорости проходки;

- поступлением газа из пласта (разбуриваемого или вышележа­щего);

- поступлением газа из глин с аномально-высоким поровым давлением;

- поступлением газа в раствор за счет эффекта свабирования (при подъеме бурильной колонны);

- наличием в буровом растворе рециркуляционного газа;

- наличием в буровом растворе примесного газа.

 Газовые аномалии обусловленные первыми двумя из перечис­ление выше причин, легко распознаются при анализе поведения кривых Q и Т и зависят от величины коэффициента разбавления Е, рассчитываемого по формуле:

E=K*Q_н/V_п*D_д²,

где K – коэффициент, равный 7.2*10³; Q_н  - производительность буровых насосов, л/с; V_п – скорость проходки, м/ч; D_д – диаметр долота, мм.

Рассчитывать газопоказания с учетом коэффициента разбавления Е необходимо в программе «Графический планшет». Для этого необходимо произвести следующие действия:

Ø В форму «Газовый поглубинка.pdt» вставить график «Сумма с учетом Е».

Ø для графика выбрать параметр «с2…с3/с4…с6» и для него ввести формулу расчета (рис. 7.9.).

 

Рис.7.9

 

Ø Масштаб вывода графика задать произвольный, например от 0 до 250 единиц (рис.7.10.).

 

Рис.7.10
Газосодержание бурового раствора за счет поступления пластового газа зависит главным образом от величины дифференци­ального давления в системе "скважина-пласт", газонасыщенности пласта и его мощности. Повышенные газопоказания наблюдаются по истечении времени отставания tот после вскрытия кровли пласта (Рис.7.11.).

 

 

Рис. 7.11.

 

Начало аномалии соответствует кровле пласта, а максимум - подошве пласта. После прохождения пласта наблюдается резкое уменьшение газопоказаний, если забойное давление превышает пластовое. При превышении пластового давления над забойным, величина газопоказаний, после прохождения пласта, будет возрастать и газовые анома­лии, в этом случае, характеризуются обычно большой амплитудой и продолжитель­ностью. Поступление пластового газа, как из разбуриваемого пласта, так и из ранее пройденных пластов может привести к значительным газопроявлениям. К признакам, свидетельствующим об увеличении газообогащения бурового раствора за счет поступления пластового газа, относятся следующие:

- большая длина газовой аномалии, обусловленная вскрытием пласта большой мощности;

- медленное уменьшение или увеличение газопоказаний после прохождения пласта за счет поступления газов из вскрытого пласта (мощ­ность пласта определяется по изменению V и данным анализа шла­ма);

- постепенное увеличение газопоказаний за счет поступления газа из вышележащих пластов.

При разбуривании зон с аномально-высоким поровым давлением наблюдается увеличение газопоказаний, обусловленное повышением пористос­ти глин и возрастанием, в связи с этим, объема газа, поступающего в буровой раствор. Аномалии данного типа характеризуются постепенным увеличением газопоказаний по мере вхождения в зону с аномаль­но-высоким поровым давлением и установившимися повышенными зна­чениями газопоказаний во время прохождения ее,

Повышение газопоказаний бурового раствора, обусловленное поступле­нием в буровой раствор газа свабирования, возникает при резком подъеме бурильного инструмента над забоем скважины при наращива­нии, спуско-подъемных операциях, шаблонировке ствола скважины и т.д. (Рис. 7.12.)

 

 

 

 

При подъеме инструмента величина давления на призабойную часть пласта уменьшается за счет эффекта свабирования (поршневания) и в зависимости от скорости подъема инструмента, его компо­новки и параметров промывочной жидкости может быть достаточна для создания депрессии и вызова притока из пласта, подвергающе­гося влиянию свабирования. Газовые аномалии данного типа обычно характеризуются резким выплеском и быстрым затуханием газопоказаний. По­ступление газа в буровой раствор за счет эффекта свабирования может привести к значительному повышению газонасыщенности и даже к выбросу при наличии сальника на бурильном инструменте и резком подъеме инструмента.

Появление газовых аномалий за счет наличия в буровом раство­ре рециркуляционного газа бывает обусловлено плохой очисткой и дегазацией выходящего из скважины раствора, вследствие чего газ, не успевший выделиться в атмосферу, закачивается обратно в сква­жину. Появление аномалий данного типа наблюдается с отставанием на величину полного цикла промывки от момента регистрации преды­дущей газовой аномалии и отличается от нее более выположенной формой амплитуды и более "тяжелым" относительным составом газа.

Газовые аномалии могут быть связаны с поступлением в буровой раствор газа, обуслов­ленного добавками неф­тепродуктов и щелочных химреагентов. Добавки в буровой раствор неф­тепродуктов (особенно недегазированной нефти) значительно повышают общий газовый фон и часто ведут к полной потере полезной инфор­мации. Распознавание причины аномалии обыч­но не представляет затруднений, если осуществляется тщательный контроль за вводимыми в буровой раствор добавками.

 

·     Для получения полной информации и сохранения привязки всех данных по газу в глубинном файле необходимо в конце бурения проконтролировать, чтобы время промывки было достаточным для выхода на устье раствора с забоя.

 

   Для дополнительного контроля за качеством материала рекомендуется раз в сутки печатать или просматривать на экране зарегистрированные данные в масштабе времени и глубины.

7.1.6. СПО (Подъем инструмента).

При подъеме инструмента работы проводятся аналогично со спуском инструмента.

При переходе в режим СПО программа автоматически загрузит набор экранов, которые ранее использовались оператором при СПО.

При подъеме необходимо контролировать:

· Положение долота.

· Скорость инструмента.

· Свабирование / поршневание.

· Долив скважины с составлением карты долива. Запись баланса на диаграмме.

При наличии ”сифона” или долив скважины больше расчетного необходимо выяснить причину.

· Наличие затяжек или посадок инструмента.

· После подъема – описать износ долота и записать код отработки долота на диаграмме и в журнале.