В продолжение дискуссии, хочу опубликовать мой ответ, годичной уже давности, на просьбу коллег помочь с ответом на запрос заказчика об измерении объемного содержания газа в буровой растворе. Извините - текст длинный.
Комментарии приветствуются!
---------------
Для начала необходимо уточнить какой тип измерений объемного содержания газа в растворе требуется.
Если речь идет о периодических точечных замерах проб бурового раствора (согласно РД и ГОСТ Р 53375), то здесь применяется классический компрессионный способ измерения или ТВД. Ничего нового с 60-х годов прошлого века не придумали. Станция ГТИ XXXXXX (как и любая другая) может быть оборудована этими приборами.
Если речь идет о непрерывном (на потоке) измерении объемного содержания газа в буровом растворе, то здесь картина совсем другая. Несмотря на то, что некоторые производители ГТИ утверждают что они имеют такие приборы и методики, проблема на самом деле не решена и по всей видимости не может быть решена корректно.
Проиллюстрирую на примере. Что такое объемное содержание газа в жидкости – это отношение Vгаза и Vжидк. (газовый фактор выраженный в процентах). Для наших условий примем что жидкость (буровой раствор) несжимаемая, а газ – сжимаемый бесконечно. То есть объем газа в 1 м3 раствора зависит от следующих условий: давление, температура, свойства газа, реологические свойства раствора, химические свойства раствора (в основном соленость) + скорость дегазации (на которую влияет механическое воздействие - турбулентность потока). При подъеме разгазированного раствора от забоя на дневную поверность и прохождении его через систему очистки, такие параметры как давление, температура и механическое воздействие значительно меняются. А значит, объем газа (не количество!!!) в 1м3 раствора является переменной величиной, нелинейно меняющейся во времени. И меняется эта величина очень существенно! Обещанная иллюстрация - это процесс открывания бутылки с газировкой и наливания ее в стакан. В какой из моментов этого процесса объемное содержание газа в жидкости нужно считать тем что нам нужно? - не очень ясно.
Предположим, что мы определили этот момент и установили прибор таким образом, что все параметры влияющие на объем газа в этом месте остаются неизменными. Тогда возникает вопрос, какие значения объемного содержания газа считать критическими, при каких показаниях пробора нужно останавливать бурение и начинать промывку и т.д. ?
Кажется ответ на этот вопрос дает п.2.7.7.11 Правил ТБ в нефтяной и газовой промышленности: «Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению».
На самом деле такая формулировка правил приводит к большим потерям времени (затраты на промывку которую делать не надо) и к возникновению аварийных ситуаций (когда наличие газа в растворе игнорируется) в процессе бурения. Проблема не в содержании газа в растворе, как таковом, а в том, что это приводит к падению удельного веса раствора и как следствие к снижению противодавления на пласт. Например, при номинальном удельном весе 1.1г\см3 и фоновых значениях газа 1%об., эффективная плотность раствора равна 1.09 г\см3, а при увеличении содержания газа на 5%об (всего 6%об) 1.03 г\см3, что существенно. А при номинальном удельном весе 1.5г\см3 и фоновых значения газа 1%об, эффективная плотность раствора равна 1.485 г\см3, а при увеличении содержания газа на 5% (всего 6%) 1.41 г\см3 (что катастрофично)!
Однако и эти выводы будут неверны, так как (см. выше) объемное газосодержание (и соответственно эффективная плотность раствора) зависит от глубины. При 5% на поверности, на забое это может быть как 0.001% так и 1% – это зависит от глубины, плотности раствора и других свойств, как описано выше. Нужно строить зависимость плотности раствора от глубины (которая будет нелинейной) и считать (интегрировать) противодавление на пласт.
То есть, даже при абсолютно точном измерении объемного содержания газа в растворе (что само по себе технологически очень сложная задача), мы не можем утверждать что скважина проводится в безопасных или опасных условиях.
В таких условиях разумно напрямую измерять плотность бурового раствора выходящего из скважины и закачиваемого в скважину, как требутся другими пунктами правил:
2.7.3.7. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см3 от установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).
2.7.3.3. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:
- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
- 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.
Исходя из вышеизложенных соображения компания XXXXXXX не предоставляет услуги непрерывного измерения объемного содержания газа в буровом растворе, а предоставляет услугу высокоточного непрерывного измерения плотности бурового раствора на входе и на выходе из скважины с использованием плотномера кориолисового типа.
Видится так же разумным опираться на показания датчика давления в КНБК (телеметрия), динамику изменений газопоказаний и на гидравлические расчеты (ГТИ).
Не для клиента. Можно попробовать выйти на объемное содержание через total gas (по методике описанной в QGM). Но слишком много погрешностей, так что результат будет не лучше, чем то что используется сейчас. – вырос газ – отмываемся, упал – дальше бурим. Можно предложить совсем приблизительную методику. Берем прибор компрессионного типа или ТВД и строим зависимость Total Gas по газ-детектору от объемного содержания замеренного на пробах. В таком случае надо иметь дегазатор постоянного объема, так как QGM зависит от уровня раствора в желобе и погоды. Придется конечно перекалибровывать зависимости при изменении свойств раствора. В общем-то – если ребятам нужны шашечки, а не ехать, то это можно обеспечить. Будет псевдонаучная методика прикрывающая все тот же принцип народной медицины – «вырос газ – отмываемся, упал – дальше бурим».
В общем – достали они этим объемным газом изрядно. Один м...... написал что-то в правилах, другой в ГОСТе и теперь всем мозги сушат этой байдой.