Дегазатор! Какой он?

[Федя-Инженер]

В практике отечественного газового каротажа в основном используют первые два метода.
Естественная дегазация бурового раствора, происходящая на поверхности его соприкосновения с воздухом, является наиболее простым и доступным способом. Причиной выделения растворенных газов является разность парциальных давлений углеводородных газов в буровом растворе и окружающем воздухе. Скорость выделения растворенного газа при естественной дегазации невелика.
Механические методы применяются для ускорения процесса дегазации: поверхность соприкосновения дегазируемого раствора с окружающим его воздухом увеличивают, подвергая его растеканию или разбрызгиванию.
Химические методы дегазации бурового раствора до настоящего времени распространения не получили.

Шампанское, пиво, да любая газоровка... Если бутылку открывать ме-едленно (как свет в кинотеатре гаснет), то - ничего. А если быстро, да еще прежде встряхнуть, то  - о-о...
Ну-к, подведи теорию 

[Михаил]

Метод вымывания основан на извлечении углеводородных газов из бурового раствора воздухом или углекислым газом. При вымывании воздухом извлекаемый газ сильно разбавляется вымывающим. При использовании углекислого газа извлеченный углеводородный газ можно отделить от СО2, пропуская газовую смесь через щелочь. Процедура эта довольно продолжительна.
Термический метод, широко применяется для дегазации бурового раствора, дает должный эффект только при нагревании дегазируемой жидкости до температуры кипения и ее кипячении в течение определенного времени. При более низкой температуре выделяется лишь незначительная часть газа. Так, при нагревании пробы до 90 градусов Цельсия выделяется не более 10% растворенного газа: остальной газ остается в растворе и на стенках сосуда. При кипячении раствора можно достигнуть почти полного выделения растворенных газов (98 – 99%). Вязкость глинистого раствора не оказывает значительного влияния на степень извлечения углеводородных газов при кипячении раствора.
Вакуумный метод также применяется для дегазации бурового раствора. Основным недостатком метода является сильная зависимость степени дегазации от температуры пробы, ее газонасыщенности и вязкости. Так, при повышении температуры бурового раствора (вязкость 60 сек) от 20 до 40 градусов Цельсия степень извлечения углеводородных газов увеличивается в 5 раз.
Особенно хороший эффект получается при сочетании вакуума с нагреванием (термовакуумный метод). Так, при глубоком вакууме и температуре 0 градусов извлекается только порядка 3% углеводородных газов. При нагревании глинистого раствора до 60 градусов без вакуума степень извлечения примерно такая же.
Термовакуумный метод дегазации бурового раствора, позволяющийпри значительном вакууме и температуре 60 градусов Цельсия почти полностью извлекать растворенный газ, широко применяется в газовом каротаже. Его преимущество по сравнению с термическим заключается в том, что жидкость закипает при более низкой температуре, а следовательно, и дегазируется значительно быстрее. Дегазация бурового раствора термовакуумным способом заканчивается при 75 градусах, а термическим способом – практически только начинается при 100 градусах.
Безусловно, для сравнения эффективности различных дегазаторов необходимо знать, в каком состоянии находится газ буровом растворе: в свободном, т.е. в виде отдельных взвешенных пузырьков, или в растворенном. Нередки случаи, когда в глинистом растворе во много раз больше свободного газа, чем растворенного. В этом случае сравнивать результаты, получаемые при помощи различных дегазаторов, нельзя, так как почти все дегазаторы хорошо извлекают свободный газ.
На этом ограничусь рассматривать и кратко оценивать различные методы дегазации. Моей мотивацией к написанию этих текстов, было желание простым и доступным языком, без заумных теорий, рассказать элементарные основы газового каротажа, чтобы было интересно читать.
Полагаю, что коллеги с пониманием воспримут ошибки и неточности изложения. Рассчитываю на компетентные поправки и дополнения поднятой на форуме темы.

[Федя-Инженер]

Здорово написал. Квалифицированно, понятно, грамотно. Только не совсем по теме. Как я понимаю.  Ведь речь идет  о непрерывной дегазации. А у тебя об эпизодической. Это все в тему "ТВД" хорошо бы. Я, например, встречал "проливные" и "на водяной бане" ТВД-ры. Ну, да это опять таки не здесь.
Дегазаторы непрерывного действия, устанавливаемые на желобах, я разделил бы на активные и пассивные на открытом желобе, и отдельно - на закрытом.
Активный перемешивает интенсивно протекающий через него БР, чем и усиливает естественную дегазацию. Вот про это бы. И про растворимость разных УВ в разных БР. И про последующую за анализом интерпретацию. Многим было бы интересно и полезно (имхо) 

[augrgti]

Можно упомянуть, что иногда для непрерывной дегазации бурового раствора применяется еще и вибрационный метод. Другие методы (ультразвуковой, токи высокой частоты и т.п. ) распространения не получили и, наверно, говорить о них не стоит.

[Стас Воробьев]

Безусловно, для сравнения эффективности различных дегазаторов необходимо знать, в каком состоянии находится газ буровом растворе: в свободном, т.е. в виде отдельных взвешенных пузырьков, или в растворенном.

Количество свободного газа можно приблизительно определить, вычитая количество газа, которое насыщает буровой раствор при данной температуре, из общего количества газа, находящегося в растворе. Для этого сначала необходимо полностью извлечь газ из бурового раствора, затем по таблицам растворимости найти количество газа, растворимого при данной при данной минерализации и температуре, и из общего объема извлеченного газа вычесть табличную величину. Хотя, не исключаю, что возможны случаи, когда при наличии свободного газа  буровой раствор может быть не полностью насыщен этим газом.

[OldMan]

Иногда работу различных дегазаторов сравнивают, не учитывая искажающего влияния жидких углеводородов, попадающих в буровой раствор при добавках нефти или при прохождении нефтеносных пластов. При наличии в дегазируемой жидкости значительного количества жидких углеводородов полностью дегазировать ее часто не удается даже после 20 и более дегазаций.  И еще, раньше считалось, что необходимым условием для всех дегазаторов является полное исключение возможности образования водорода в результате взаимодействия бурового раствора с железными деталями  дегазатора.

[MudMan]

Степень извлечения углеводородных газов, достигаемая на различных дегазаторах при дегазации бурового раствора, может быть определена следующими тремя способами:
- путем сравнения с данными уже известных приборов;
- путем определения количества газа, остающегося в пробе после дегазации;
- путем дегазации проб с известным содержанием газа.
По первому способу значительное количество проб с одинаковым содержанием углеводородных газов дегазируют на известном и испытываемых приборах, извлеченные газы подвергают анализу, и полученные результаты сравнивают между собой. Для получения надежных результатов следует сравнительные испытания проводить с пробами различной степени насыщения углеводородными газами. Этим способом на практике пользуется большинство посетителей форума, когда сравнивают результаты ТВД с результатами непрерывной дегазации.
По второму способу степень извлечения определяют путем измерения количества газа, оставшегося в пробе после первой дегазации. Для этого проба повторно дегазируется, пока в ней не останется больше газа. Количество газа, извлекаемое при первой дегазации, делится на общее извлеченное количество газа. Этот способ является наиболее простым и удобным. Однако он неприменим в тех случаях, когда вторичная дегазация пробы вследствие ее разбавления водой невозможна. На практике я пробовал отбирать одновременно две пробы для ТВД: одну до активного дегазатора, другую со сливного патрубка этого дегазатора. Результаты получаются правдоподобные. Однако, надо понимать, что ТВД не дегазирует  пробы на 100%, т. е. какая-то часть газов в растворе остается.
Для получения более надежных результатов следует дегазировать пробы с различным содержанием углеводородных газов.
По третьему способу дегазируются пробы бурового раствора, насыщенные углеводородным газом. Содержание газа в пробе определяется по коэффициенту растворимости этого газа при данных условиях. Степень извлечения определяется путем деления количества газа, извлеченного при дегазации, на количество газа, содержащегося в пробе.
Третий способ является наименее удобным. Он применяется значительно реже двух первых.

[OldMan]

Все дегазаторы, применяемые в ГТИ, можно разделить на две группы: лабораторные и желобные. В качестве лабораторного дегазатора широко используются термовакуумные дегазаторы различных модификаций, на которых дегазируются пробы бурового раствора и шлама. Желобные дегазаторы устанавливаются в желобе, по которому циркулирует буровой раствор; некоторые желобные дегазаторы устанавливаются на определенном расстоянии от желоба, и часть бурового раствора для дегазации подается к дегазатору из желоба. 

[Михаил]

Желобные дегазаторы. По принципу действия желобные дегазаторы, как было сказано раннее, разделяются на приборы, где используются: естественная дегазация; растекание и разбрызгивание дегазируемой жидкости; вымывание и вибрация.
Естественная дегазация используется в поплавковом дегазаторе. К активным механическим дегазаторам, использующим растекание и разбрызгивание, относят дегазаторы с перегородками, механический, шнековый и дисковый. На принципе вымывания основан аэрационный дегазатор. К числу приборов использующих вибрацию, относится дегазатор с электромагнитными пластинами.

[Михаил]

Поплавковый дегазатор. Легендарный дегазатор, который часто вызывает улыбку брезгливой жалости у зарубежных коллег, использует естественную дегазацию, работает без затрат энергии извне. Он компактен, прост по устройству и во многих случаях удовлетворительно отбивает нефтегазоносные пласты. Основным недостатком поплавкового дегазатора является недостаточная степень извлечения газа из бурового раствора, которая не превышает 0,01 – 0,02%. Рекомендованный расход отбора газовоздушной смеси из рабочей камеры дегазатора – 0,5 л/мин. В передней части корпуса дегазатора имеется козырек с отверстиями для доступа воздуха в рабочую камеру. Определить содержание газа в буровом растворе при использовании поплавкового дегазатора нельзя. Степень извлечения газа на поплавковом дегазаторе зависит от многих причин, влияние которых очень трудно учесть. Естественно, что применение поплавкового дегазатора с низкочувствительной газоаналитической аппаратурой приводило к пропуску нефтегазовых пластов. Для повышения эффективности газового каротажа в комплект газоаналитического оборудования стал входить хроматограф ХГ-1г.

[Михаил]

Метод  естественной дегазации используется на практике и в тех случаях, когда на буровой применяется закрытая циркуляционная система. Как выход из положения операторы в верхней части выкидной трубы в – двух – четырех метрах от устья вваривают стакан высотой 20-30 см, к которому подсоединяют газовоздушную линию.  За счет увеличения площади дегазируемого бурового раствора, по сравнению с поплавковым дегазатором, возрастает амплитуда регистрируемых газовых аномалий. Надо отметить, что такая технология выполнения газового каротажа позволяет  успешно фиксировать кровлю продуктивных интервалов.  Определить подошву продуктивного интервала или границу водоносного контакта затруднительно из-за явного несоответствия объема, из которого производится эвакуация газовоздушной смеси, и производительности вакуумного насоса. Скорость откачки зачастую  (при использовании «рыбников» и в зимний период времени) менее  0,5 л/мин, а объем незаполненной буровым раствором части трубы (паразитный объем) – сотни литров, особенно в целевом интервале бурения, когда производительность насосов 20 – 30 л/сек. Именно поэтому, после появления в буровом растворе первых порций газа и его естественной дегазации, газопоказания держатся достаточно продолжительное время. Дифференцировать изменения газонасыщенности бурового раствора, выделить продуктивные пласты  и определить характер насыщения на этом фоне, часто не представляется возможным, особенно при высокой скорости бурения.

[Михаил]

Дегазация растеканием и разбрызгиванием. Дегазатор с перегородками представляет собой корпус с перегородками, по которому непрерывно движется буровой раствор. При стекании раствора с одной перегородки на другую поверхность соприкосновения раствора с воздухом движущимся в противоположном направлении, увеличивается. Дегазатор нормально работает при небольшой вязкости раствора и небольшом содержании в нем шлама. Кроме того, он имеет еще и следующие недостатки: надежность его работы зависит от вязкости и температуры бурового раствора, содержания в нем шлама, степень извлечения зависит от многих причин, влияние которых трудно учесть.
Шнековый дегазатор, применявшийся в газовом каротаже, состоит из шнека, направляющего цилиндра, рабочей камеры, турбины с лопастями для разбрызгивания бурового раствора, штуцера для отбора выделившегося газа и двигателя с редуктором. Степень извлечения, достигаемая на шнековом дегазаторе, выше, чем на поплавковом. Производительность дегазатора находится в зависимости от реологических параметров бурового раствора. Недостатком шнекового дегазатора является то, что по результатам анализа извлеченного газа нельзя определить газонасыщенность бурового раствора. Основной причиной снятия его с производства и комплектования газокаротажных станций, являлась непродолжительная работа редуктора.

[Федя-Инженер]

...За счет увеличения площади дегазируемого бурового раствора, по сравнению с поплавковым дегазатором, возрастает амплитуда регистрируемых газовых аномалий.

Хорошо рассуждаешь. А тут пропустил важное звено во всей цепочке рассуждений.
У нас ведь есть главная задача - отбить пласт. Оценить пласт (и т.д. в смысле геологии). Я (в силу своей геологичнской ограниченности) вижу свою задачу в предоставлении геологу той достоверной информации, которую могу извлечь из БР (в данном случае). И не надо никого обманывать. Геолог - не технарь. Он - геолог. Он этому (геологии) учился, совершенствовался и т.д. А техническую сторону они "проходили"... и т.д. (И не надо обижаться)...
За счет увеличения площади дегазируемого бурового раствора, по сравнению с поплавковым дегазатором, возрастает количество извлекаемой ГВС, и, при отсутствии подсоса атмосферного воздуха, возрастает абсолютная концентрация ГВС и, как следствие, возрастает амплитуда регистрируемых газовых аномалий.
Напомню, речь идет о закрытом желобе. Не припомню здесь "активных" дегазаторов. Они тут просто не нужны.
Как я понимаю, непрерывный дегазатор нужен именно для оперативной и своевременной! оценки проходимого интервала. Т.е. мы ставим задачу уменьшения времени на анализ, включая время доставки ГВС. А от чего оно зависит?
          Тз=Vгвл/Qгвс,
 где Тз - время задержки (доставки) ГВС,
 Vгвл - объем ГВЛ (включая паразитные объемы), зависит от длины и сечения ГВЛ,
Qгвс - расход ГВС через ГВЛ, ограничивается сверху производительностью ДГ и ВН.
А давайте посчитаем
dвн., мм   L, м   Q, мл/мин   Тз, с
5   100   50   2356,194
5   100   500   235,6194
6   100   500   339,292

Вот тут и напрашивается идея – установить газоанализатор (ГА) непосредственно возле ДГ. Тогда и производительности большой от ДГ не надо. И ва-аще… 
Хочу сразу предупредить. Как? – другой вопрос. Если охота обсудить, то сначала все преимущества и недостатки. Представьте, что есть такой аппарат, (типа «лопата»), который выдает ВСЕ данные по БР с минимальным Тз. 

[Михаил]

Дегазация вымыванием Впервые  для целей газового каротажа аэрационный дегазатор был применен в СЩА. Он состоял из корпуса с тремя отверстиями и мешалки. Буровой раствор вместе с пробулькивающим воздухом непрерывно поступает через нижнее отверстие и сливается через боковое, а выделившийся при дегазации газ отводится через верхнее отверстие. Для лучшего извлечения газа в дегазаторе предусмотрена мешалка.
Основным недостатком этого дегазатора, как других описанных выше конструкций, является отсутствие возможности при анализе извлеченных газов определить газонасыщенность бурового раствора.
Для повышения стабильности параметров дегазатора, в СССР был сконструирован дегазатор с интегрирующим контуром, в котором использовались принципы дегазации вымыванием.В этом дегазаторе газовая смесь, извлекаемая из бурового раствора, с помощью компрессора и пневмоконтура снова подается в дегазатор, где барботирует через слой дегазируемого бурового раствора, с целью обеспечения в рабочей камере дегазатора достижение положения, близкого к динамическому фазовому равновесию, или усреднению концентрации газов в циркулирующей по контуру смеси.  Теоретически этот дегазатор должен был обеспечить по результатам хроматографического анализа газовой смеси, извлеченной из бурового раствора,  определение объемной газонасыщенности бурового раствора, необходимой для интерпретации газового каротажа. Однако на практике выяснилось, что он обладает определенными недостатками и ограничениями. Во-первых, при определении газонасыщенности бурового раствора, по данным, полученным при использовании дегазатора с интегрирующим контуром, предполагается, что температура и расход бурового раствора через дегазатор поддерживается постоянным, что при установке дегазатора в желобе практически никогда не обеспечивается. Во-вторых, самое главное, оказалось, что  время взаимодействия подаваемой в аэратор газовоздушной смеси и дегазируемого бурового раствора недостаточно для достижения фазового равновесия.
Таким образом, информация , полученная с помощью дегазатора с интегрирующим контуром, нередко носила случайный характер и ее интерпретация давала недостоверные данные о характере насыщения пласта, вскрытого скважиной.

[OldMan]

За счет увеличения площади дегазируемого бурового раствора, по сравнению с поплавковым дегазатором, возрастает количество извлекаемой ГВС, и, при отсутствии подсоса атмосферного воздуха, возрастает абсолютная концентрация ГВС и, как следствие, возрастает амплитуда регистрируемых газовых аномалий.

Вопрос: только как обеспечить это отсутствие атмосферного воздуха и зачем?