Способ определения глубины залегания нефтегазового горизонта при бурении скважин

Способ определения глубины залегания нефтегазового горизонта при бурении скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

J4 67144

Класс 5а, 18зо

СССР 4

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Зареенетрирсслно в Б сро изсбрете

H. В. Ванников, В. С. Краснов и Л. Г. Бориневский

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЛУБИНЫ ЗАЛЕГАНИЯ

НЕФТЕГАЗОВОГО ГОРИЗОНТА ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Заявлло 16 июня 1945 года в Нарксмнефгь за М 434 (338976) Опубликовано 30 сенгября 1946 года

Вскрытие продуктивных горизонтов — один из наиболее ответственных процессов в буречии нефтегазовых скважин и в подготовке их к эксплоатации.

Известно, что неподготовленность к вскрытию пласта с высоким газовым давлением может IIGвести к выбросу промыво-гной жидкости из скважины и к открытому фонтану. С выбросами связаны сложные аварии — прихьат инструмента, разрушение крепления скважины и прорыв в нее воды, иногда даже пожары и полная потеря скважины. С другой стороны, при вскрытии пластов с низким давлением возможны загрязнение пор пласта раствором и проникновение его в пласт.

В том и в другом случаях важно заранее и с достаточной точностью определить глубину залегания продуктивного пласта или время его вскрытия. Не всегда это возможно сделать IIQ геолого-техническому наряду. Нередки ошибки при кароттаже.

Современная наука о свете и о строении вещества дает весьма действенное средство для определения присутствия даже самых ничто;кных признаков углеводородов. Это — термолюминесценция и хемилюминесценция, уже достаточно широко применяемые в ряде отраслей техники и промышленности.

Лвторами предлагается применить люмянесцентнгяй способ определения наличия фракции углево. дородов в глинистом растворе, пользуясь им как средством для определения глубины залегания продуктивного горизонта. При этом возможен как качественный, так и количественный анализ. В первом случае потребное для этого время оудет колебаться в пределах 1

10 минут, во втором случае — не более голучаса.

Люминесцентный способ определения углеводородов в промывочной буровой ж".дкостп может оказаться полезным также в качестве параллельного проверочного способа к электрокароттажу.

При расчете глубины продуктивного горизонта необходимо учитывать время., потребное для достижения восходящим потоком жидкости устья скважины.

Качественное (люминесцентное) определение содержания нефти в № 67144

B сэталон 100

7 пипетки глинистого раствора

Предмет изобретения

Отв. редактор А. Н. Панасенко Техн. редактор В. Т. Крашнин

А10051. Подписано к печати 20/XI-1948 г. Тираж 400 экз, Цена 65 к, Зак, 110.

Типография Госпланиздата ии. Воровского, Калуга в глинистых растворах производится следующим образом.

Одну-две капли глинистого раствора наносят на кусок (5)(5 см) фильтровальной бумаги, не обладающей собственной люминесценцией при облучении ультрафиолетовыми лучами, и обрабатывают двумя-тремя каплями хлороформа.

Возникновение синей; желтой или коричневой флуоресценции на глинистом растворе или на периферии пятна, образующегося на фильтровальной бумаге, указывает на присутствие нефти.

Чувствительность: наличие метана 10 — 10 - г.

Количественное определение содержания нефти в глинистых растворах производится след. образом.

10 мл глинистого раствора вносят в пробирку центрифуги, добавляют 5 мл хлороформа, центрифугируют в течение 5 мин., переносят в делительную воронку и отделяют фракцию, содержащую нефть. Предварительно из чистой нефти данного месторождения или нефти одинакового состава приготовляют шкалу эталонов путем внесения определенного возрастающего количества нефти (1 ° 10 4, 2 104 4 10з 5 ° 106 г) в пробирку, содержащую 10 мл хлороформа.

В чистую пробирку, содержащую

10 мл хлороформа, при помощи пипетки с делениями в 0,1 мл вносят по каплям нефть, выделенную в отдельную фракцию из исследуемого глинистого раствора, в количестве, дающем люминесценцию одинаковой интенсивности с люминесценцией одного из образцов шкалы эталонов.

Если концентрация нефти в исследуемом образце глинистого раствора велика, производится предварительное разбавление ее хлороформом в мерной колбе на 100 мл, Хлороформ и вся посуда должны быть предварительно проверены на отсутствие собственной люминесценции при облучении ультрафиолетовыми лучами.

Процент содержания нефти (А) в исследуемом образце глинистого раствора рассчитывается по формуле: где а — объем хлороформа, введенного в исследуемый образец, b — объем хлороформа, из которого производится колориметрия, сгт,„,„— содержание нефти в эталонном образце, пике ни — объем нефтяной фракции глинистого раствора, взятого для анализа, - глинистого расгпвопа

1/ — объем глинистого раствора, взятого для анализа.

° Способ определения глубины залегания нефтегазового горизо .та при бурении скважин, отличаюшийся тем, что производят качественное или количественное определение содержания углеводородных фракций в глинистом промывном растворе, например, путем люминесцентного анализа этого раствора.