Принципиальная схема, устройство основных узлов и работа аппаратуры станции ГКС-3

19.01.2017

Полуавтоматическая газокаротажная станция ГКС-3 предназначена для определения в промывочной жидкости скважины через заданные интервалы глубины содержания углеводородных газов (метана и тяжелых углеводородов) с исключением влияния водорода и сероводорода, а также для проведения периодического люминесцентного анализа проб бурового раствора, шлама и керна. Кроме того, аппаратура станции позволяет непрерывно измерять глубину забоя скважины, осуществлять привязку газопоказаний к глубинам, определять свойства бурового раствора.
Питание электрической схемы станции осуществляется от промышленной сети или генератора переменного тока частотой 50 гц, напряжением 127 или 220 в.
Станция ГКС-3 смонтирована в кузове специальной автомашины марки ГАЗ-51 или ГАЗ-6З.
1. Принцип работы станции. Для извлечения газа из бурового раствора, выходящего из скважины и протекающего по желобу 1 (рис. 122, а), применяется дегазатор 2.
В настоящее время применяются дегазаторы различных типов. Один из них (поплавковый дегазатор ПГ-1), показанный на рис. 122, а, представляет собой металлический колпак, укрепленный на поверхности бурового раствора в желобе при помощи специальных поплавков. Внутри колпака имеются вертикальные перегородки, а в его верхней части — газоотводная трубка, которая соединяет дегазатор с газовоздушной линией станции.
Вакуум-насосом в газовоздушной линии создается разрежение. Поток бурового раствора, протекающего по желобу, ударяется о перегородки дегазатора и разбрызгивается на мелкие частички. Благодаря разрежению из частичек -жидкости извлекается газ и устремляется в газовоздушную линию.
Вначале газ пропускается через барботер 3 с водой, в котором очищается от механических примесей. Далее он через ротаметр 4 поступает в распределительный кран 5 газоанализатора. Ротаметр 4 служит для определения скорости газовоздушной смеси, поступающей из дегазатора, и представляет собой стеклянную трубку с находящимся в ней маленьким шариком из легкого материала, который под действием силы газовоздушного потока поднимается вверх по трубке и удерживается на той или иной высоте в зависимости от скорости газовоздушной смеси. По сторонам трубки нанесены деления, позволяющие отсчитывать скорость в л/сек.
При помощи распределительного крана 5 газовоздушную смесь можно направить непосредственно в газоанализатор, пропустить через барботер 6 с 50%-ным раствором щелочи для очистки газа от сероводорода, после чего направить в газоанализатор, подключить к штуцерам 7 и 8.
Штуцеры 7 и 8 позволяют отобрать пробы газа или подключить к газовоздушной линии трубку с активированным углем, который необходим для очистки газовоздушной смеси от тяжелых углеводородов.
После распределительного крана 5 газовоздушная смесь при открытом вентиле 9 и закрытом вентиле 10 через ротаметр 11 и распределительные краны 12 пропускается через один из газоанализаторов.
Чувствительным элементом газоанализатора служит платиновая нить, помещенная в камеру 13. Платиновая нить является активным плечом мостика Уитстона. На мостик подается напряжение 0,4—1,1 в, благодаря чему платиновая нить находится в раскаленном состоянии. В измерительную диагональ мостика включается микроамперметр, показания которого при помощи регулирующего сопротивления во время пропускания чистого воздуха через камеру 13 устанавливается на нуль.
Принципиальная схема, устройство основных узлов и работа аппаратуры станции ГКС-3

Газ при пропускании через камеру 13 сгорает, благодаря чему возникает тепловой эффект, изменяющий температуру платиновой нити и тем самым ее сопротивление. Баланс в измерительной диагонали мостика нарушается, и через микроамперметр протекает ток, величина которого увеличивается с увеличением содержания газов в газовоздушной смеси. Газы, оставшиеся после сгорания, через вентиль 9 и вакуум-насос выводятся в атмосферу.
Каждый газоанализатор имеет два чувствительных элемента. Чтобы предотвратить чрезмерное перегревание платиновой нити от длительного воздействия сгораемых газов, при работе станции нужно распределительными кранами 12 включать поочередно то один, то другой элемент. Распределительные краны 12 позволяют также выключить газоанализаторы из газовоздушной линии.
Если в схеме газовоздушной линии открыть вентиль 10 и закрыть вентиль 9, то газовоздушная смесь устремится мимо газоанализаторов через вакуум-насос в атмосферу. Если будут открыты оба вентиля 10 и 9, то часть газовой смеси пойдет через газоанализатор, а часть — мимо него. Таким образом, изменяя положение указанных вентилей, можно регулировать скорость газовоздушного потока, протекающего через газоанализатор. Обычно в процессе каротажа скорость газовоздушной смеси поддерживается постоянной и контролируется по ротаметру 11.
Вентиль 14 и ротаметр 15 служат для регулирования подачи воздуха с целью дополнительного разбавления газовоздушной смеси; разбавление необходимо в том случае, когда содержание газов в смеси очень высокое и приводит к зашкаливанию показаний микроамперметра.
Газоанализаторы Г/A-I и Г/А-Н позволяют определять общее и раздельное содержание тяжелых и легких углеводородных газов в газовоздушной смеси. С этой целью на чувствительные элементы первого газоанализатора подается напряжение 0,65 в, на элементы второго газоанализатора — напряжение 1,1 в.
Когда газовоздушная смесь проходит через второй газоанализатор, в нем при напряжении 1,1 в сгорают тяжелые и легкие углеводороды, т. е. определяется суммарное содержание газов; если газовоздушная смесь пропускается через первый анализатор, то в камере чувствительного элемента сгорают только тяжелые углеводороды, температура сгорания которых ниже температуры сгорания легких газов, т. е. определяется содержание тяжелых газов; разница в показаниях между газоанализаторами Г/A-I и Г/А-Н позволяет судить о содержании легких газов в газовоздушной смеси.
Для более точного определения содержания тяжелых углеводородов газовоздушная смесь пропускается через трубку с активированным углем при напряжении на чувствительном элементе 1,1 в. Так как тяжелые углеводороды поглощаются углем, то разница в показаниях при включенной трубке и без нее указывает содержание тяжелых углеводородов.
2. Устройство основных узлов станции. Станция ГКС-3 состоит из панели газоанализатора (рис. 122, б), панелей глубин и отставания, силовой панели и панели вспомогательного оборудования.
Панель газоанализатора расположена в центральной нижней части аппаратурного стенда станции. В левой части панели находятся в основном элементы управления первым газоанализатором, в правой — элементы управления вторым газоанализатором.
О назначении ротаметров 14, 15, 16 (соответственно детали 11, 4, 15 на рис. 122, а), вентилей 11, 12, 13 (детали 10, 9, 14 на рис. 122, а), штуцеров 18 и 19 (детали 7 и 8 на рис. 122, а) и распределительных кранов 7 и 17 (детали 12 и 5 на рис. 122, а) сказано выше при описании принципа работы станции.
Измерителями содержания газов в газовоздушной линии являются микроамперметры 2, снабженные механическими 3 и электрическими 5 корректорами нулевых показаний. Механическими корректорами стрелки устанавливаются на нуль при выключенных приборах. Если приборы включены, нулевые показания устанавливаются корректорами 5 при пропускании чистого воздуха через камеры чувствительных элементов. Установка цены деления шкалы микроамперметров (1 или 10 мка/дел) и подключение их к первому (Ф1) или ко второму (Ф2) чувствительным элементам газоанализаторов выполняется посредством переключателей 6. В положении «0» переключателей микроамперметры выключаются.
Вольтметр 1 служит для контроля за напряжением на чувствительных элементах газоанализаторов. Тумблером 8 прибор подключается к первому и второму газоанализаторам. Питание на измерительные мосты включается тумблерами 4. Тумблеры 9 служат для переключения величин напряжений на чувствительных элементах, равных 0,4; 0,65 и 1,1 в. Точная величина напряжения устанавливается посредством реостатов 10. Вольтметр снабжен механическим корректором нуля 3.
На панели газоанализатора расположены предохранители 20.
Панель глубин расположена в верхней центральной части аппаратурного стенда (над панелью газоанализатора). На ней установлены два счетчика. Один из них («Глубина») показывает глубину нахождения долота при бурении скважины, другой («Над забоем») показывает расстояние от долота до забоя при подъеме или спуске бурового инструмента. На панели установлены включатель питания, переключатель для ручного и автоматического подключения панели к датчику глубин, а также сигнальные лампы.
Панель глубин соединяется с датчиком глубин при помощи автоматического переключателя, который устанавливается на буровой. Переключатель обеспечивает автоматическое соединение датчика глубин со счетчиком «Глубина» (при нахождении долота на забое) или со счетчиком «Над забоем» (при подъеме и спуске бурового инструмента).
Панель отставания расположена в левой нижней части аппаратурного стенда и служит для привязки газопоказаний к истинным глубинам. На ней имеются секундомер и реостат регулировки частоты релаксационного генератора, переключатель рода работ и включатель питания.
Панель отставания соединяется с датчиком расходомера, представляющего собой трапецию, которая устанавливается в конце желоба с буровым раствором. Через трапецию из желоба вытекает буровой раствор. Уровень бурового раствора в трапеции будет тем выше, чем больше объемная скорость движения промывочной жидкости по скважине. На поверхности бурового раствора в трапеции находится поплавок. Рычаг поплавка связан с рукояткой переменного сопротивления датчика, который устанавливается в верхней части трапеции. Переменное сопротивление датчика — составляющая часть электрической схемы релаксационного генератора, находящегося в панели отставания. Импульсы релаксационного генератора регистрируются электромеханическими счетчиками, которые установлены на лицевой части панели отставания. Изменение сопротивления в датчике расходомера приводит к изменению частоты импульсов релаксационного генератора. Таким образом, частота импульсов будет зависеть от объемной скорости движения бурового раствора через трапецию, а общее число сосчитанных импульсов позволяет определить объем промывочной жидкости, вытекающей из скважины.
Над панелью отставания находится панель вспомогательного оборудования. На ней расположены включатель и регулятор оборотов вакуум-насоса, включатель вентилятора и люминоскопа, кнопка для зажигания лампы люминоскопа, кнопка сигнала автомашины и клеммы на 12 в постоянного и 110 в переменного тока. Люминоскоп служит для определения в буровом растворе битуминозных веществ, которые при ультрафиолетовом свете дают люминесцентное свечение.
В правой части аппаратурного стенда расположена силовая панель, предназначенная для подключения станции к сети переменного тока или к аккумуляторам и для зарядки аккумуляторов.
3. Калибровка газоанализатора. Калибровку газоанализатора проводят с целью установления связи между показателями микроамперметра и суммарным процентным содержанием горючих газов в газовоздушной смеси. Ее выполняют перед началом рабочего дня, а также после установки нового чувствительного элемента.
После смены чувствительного элемента газоанализатор калибруют путем пропускания через камеру чувствительного элемента четырех смесей метана с воздухом с объемным содержанием метана 0,5; 1; 2 и 4%. По результатам калибровки строят график, позволяющий в процессе газового каротажа переводить показания микроамперметра в процентные содержания суммарных газов.
Перед началом рабочей смены через камеру чувствительного элемента пропускают 0,5%-ную смесь метана и полученное при этом показание микроамперметра сравнивают с показанием при калибровке четырьмя смесями. Если разница показаний превысит 10%, то чувствительный элемент заменяют.
4. Проведение газового каротажа. Газовый каротаж заключается в систематических замерах (через интервалы глубин 0,25—2 м) общего содержания газов в буровом растворе и отборе проб (при содержаниях, в 2 раза превышающих фон) для хроматермографического анализа.
При каждом замере отмечают время, глубину скважины по счетчику «Глубина» и показания счетчиков панели отставания, рассчитывают и записывают истинную глубину, с которой поступила измеренная порция газа. Истинная глубина будет всегда меньше глубины, которая снимается по счетчику, потому что за время, пока порция газа в буровом растворе пройдет от забоя до газоанализатора, долото углубится на дополнительный интервал и окажется на новой глубине. Время, в течение которого анализируемая порция газа проходит от забоя до газоанализатора, называется отставанием. Отставание складывается из времени прохождения газа от забоя до устья скважины (до дегазатора) и времени прохождения от дегазатора до газоанализатора.
Время прохождения газа от забоя до устья скважины (с буровым раствором) определяют при помощи индикатора — целлофановой стружки (50 штук длиной 1,5 см), опилок или овса (1 кг). Индикатор вводят (при наращивании труб) в буровой раствор и одновременно включают счетчик релаксационного генератора и секундомер. Показания счетчика записывают через каждые 5 мин и в момент появления индикатора в желобе с буровым раствором. Появление индикатора фиксируют посредством двух сеток, которые поочередно вынимают из желоба с буровым раствором.
Время прохождения газа от забоя до устья скважины определяют по формуле
Принципиальная схема, устройство основных узлов и работа аппаратуры станции ГКС-3

где T — время между моментом ввода индикатора и появлением его в желобе; T0 — время, в течение которого индикатор проходит от устья до забоя скважины внутри бурильных труб.
Время T0 вычисляют по форму
Принципиальная схема, устройство основных узлов и работа аппаратуры станции ГКС-3

здесь H — глубина скважины в момент определения отставания в м; d — диаметр бурильных труб в см; Q — количество бурового раствора в л/сек.
Значение Q находят по формуле
Принципиальная схема, устройство основных узлов и работа аппаратуры станции ГКС-3

где N — число импульсов релаксационного генератора, сосчитанного за время T в сек; С — цена деления одного импульса в л/сек; величину NC определяют по специальным таблицам.
Время прохождения газа от дегазатора определяют путем залива в желоб порции бензина и измерения при помощи секундомера времени T2 от момента залива до появления на газоанализаторе высоких показаний.
Отставание, выражаемое в минутах, находят, как сумму времен T1 и T2. Отставание, выраженное в импульсах релаксационного генератора, вычисляют по формуле
Принципиальная схема, устройство основных узлов и работа аппаратуры станции ГКС-3

После определения отставания устанавливают показания счетчиков таким образом, чтобы разница между ними была равна отставанию. Величину отставания определяют не реже 1 раза на 200 м проходки скважины и не реже 1 раза в месяц.
Истинную глубину, к которой относятся показания микроамперметра, находят по формуле
Принципиальная схема, устройство основных узлов и работа аппаратуры станции ГКС-3

где H — глубина, определяемая по счетчику «Глубина» в м; Tо — отставание, выраженное в минутах или в импульсах; vпр — скорость проходки скважины в момент отсчета показаний в м/мин или в м/имп (в зависимости от того, в каких единицах выражается отставание).
При увеличении глубины скважины на каждые 25—50 м отставание пересчитывают по формуле
Принципиальная схема, устройство основных узлов и работа аппаратуры станции ГКС-3

здесь Q' — количество бурового раствора в момент пересчета в л/мин; Qо — количество бурового раствора в момент определения отставания в л/мин; T — отставание, определенное с помощью индикатора, в мин; ΔT — время движения газовоздушной смеси от дегазатора к газоанализатору в мин; ΔHо — приращение глубины скважины с момента определения отставания индикаторным способом до момента пересчета в м; V — объем 1 м3 затрубного пространства в л.
При прохождении предполагаемых нефтеносных или газоносных пластов, а также при получении высоких газопоказаний, превышающих в 2 раза и более фон, отбирают пробы газовоздушной смеси для анализа на хроматермографе. Хроматермограф станции состоит из сорбционной трубки с силикагелем, термохимического анализатора и регистрирующего прибора. Он позволяет определить относительное содержание метана, этана, пропана, бутана и сумму остальных тяжелых углеводородов в % от общего содержания всех углеводородных газов.
Газовый каротаж обычно сопровождается люминесцентным анализом проб бурового раствора, шлама и керна. Пробы отбирают по заранее разработанной программе. Люминесцентный анализ позволяет определять наличие и содержание нефти в буровом растворе, шламе или керне и на основании этого делать выводы о пересечении скважиной нефтесодержащих пород.
Определение нефти в пробах основано на свойстве люминесценции битуминозных веществ при облучении ультрафиолетовыми лучами. Анализ проводят при помощи люминоскопа, представляющего собой светонепроницаемую камеру с источником ультрафиолетового света (ртутно-кварцевой горелкой с фильтром), в которую помещают исследуемый образец.
Пробы бурового раствора отбирают вблизи устья скважины в объеме 100—200 см3, разбавляют в двух-трехкратном объеме воды, после чего рассматривают в люминоскопе. Для люминесцентного анализа шлама или керна отбирают пробы весом 100—200 г, промывают их до удаления глинистого раствора, размельчают и просматривают в люминоскопе.
Для улучшения условий наблюдения на поверхность анализируемых проб наносят каплю нелюминесцирующего растворителя битумов — обычно хлороформа. Пробы с высоким содержанием битума подвергают эталонному анализу. С этой целью приготовляют вытяжку, состоящую из 10 см3 хлороформа и 0,5 г бурового раствора (или 0,2—8 г породы). Люминесцентное свечение вытяжки сравнивают с интенсивностью свечения эталонных растворов того же битума и таким образом определяют концентрацию битуминозных веществ в исследуемой пробе.
5. Изображение результатов газового каротажа. Результаты газового каротажа изображают в виде газокаротажной диаграммы. На диаграмму наносят кривые изменения содержания суммы газов и тяжелых углеводородных газов в газовоздушной смеси, а также скорости проходки скважины. Против соответствующих глубин указывают результаты хрома-термографического и люминесцентного анализов.
На диаграмму наносятся сведения о глинистом растворе, режиме бурения (типе, размере долота, смене долота), перерывах в бурении, добавках в буровой раствор, водонефтепроявлениях и режиме работы аппаратуры (смене чувствительных элементов, калибровке и т. п.). Масштаб глубин газокаротажной диаграммы принимают равным масштабу диаграмм других методов каротажа на данной скважине. Диаграмму снабжают стандартным заголовком, в котором приводят сведения о расположении скважины, наименование организации и фамилию лица, проводившего работы, интервал каротажа, начало и конец работ, масштабы и другие данные.