Расчет скин-эффекта сжатия и кольматации по реальным данным эксплуатации. Скин эффект нефть


Что такое Скин-эффект.

Существует несколько методов количесвтенной оценки степени ухудшения или улучшения призабойной зоны работающих (добывающих и нагнетательных) скважин. Наиболее предпочтительным является подход, согласно которому состояние призабойной зоны учитывается путем введения стационарного перепада давления, вызванному нестационарной фильтрацией в пласте. Это дополнительное падение давления, называемое «скин-эффектом», происходит в бесконечно тонкой зоне или «скин-зоне». Степень загрезнения определяется «скин-фактором» S, положительным при загрязнении и отрицательным в случае улучшения состояния призабойной зоны. Он может изменяться от -5 для скважин после проведения гидравлического разрыва пласта и до + для скважины, загрязненной настолько, что невозможно получить приток. Падение давления в скважине с улучшенной (или загрязненной) призабойной зоной отличается от падения давления в скважине с неизменной призабойной зоной на дополнительную величину:

Рисунок 1а иллюстрирует идеализированный профиль давления для скважины с ухудшенной призабойной зоной (S>0). Поскольку толщину загрязненной зоны принимают бесконечно малой, то общее падения давления, вызванное скин-эффектом, происходит на стенке скважины. Представление скин-эффекта в виде тонкой области приводит к перемене знака градиента давления для скважины с улучшенной призабойной зоной (S<0), что показано на рисунке 1б. Хотя такое явление противоречит физике процесса фильтрации, все же понятие скин-фактора оказывается полезным для количественной оценки степени улучшения состояния призабойной зоны.

Рисунок 1а

Рисунок 1б

 

Основная расчетная формула, используемая в ГДИС с учетом скин-фактора, представляется в виде:

 

 

Тема №2. Влияние ствола скважины.

Наиболее распространенная техника и технологии снятия КПД-КВД предполагают замеры, регистрацию изменений забойных давлений (и дебитов) после пуска-закрытия скважины на устье с помощью предварительно спущенных на забой глубинных приборов и комплексов.

Используемые при ГДИС основные расчетные формулы - получены в предположении о мгновенном открытии-закрытии скважины (о мгно­венном пуске или прекращении притока через поверхность фильтрации на забое скважины). Так как обеспечить мгновенный пуск скважины с постоянным дебитом при снятии КПД достаточно сложно, то наиболее распространенным способом ГДИС на неустановившихся режимах является снятие КВД после остановки скважины, при этом обеспечи­вается условие: q=0=const. Однако это условие мгновенногозакрытия скважины при снятии КВД тоже сразу, мгновенно, не обеспечивается, так как между устьем скважины (устьевой задвижкой) и забоем имеется ствол скважины с объемом V. В работающей скважине перед ее закрытием ствол скважины заполнен полностью или частично газожидкостной смесью. После закрытия скважины на устье происходит изменение (рост) забойного давления во времени и пластовой флюид продолжает поступать в ствол скважины за счет сжатия газожидкостной смеси в стволе скважины

Дебит на забое - изменяется медленнее, чем на устье, где после закрытия задвижки q=0. Этот затухающий во времени после закрытия скважины на устье дебит часто называют после-эксплуатационным притоком, притоком-оттоком жидкости за счет сжатия флюидов в стволе скважины и других эффектов. После эксплуатационный приток искажает первоначальные участки кривых изменения забойного давления и обусловлен проявлением влияния объема ствола скважины (ВСС). Изменение термобарических условий в стволе скважины после закрытия на устье может вызывать сегрегацию фаз, фазовые превращения и др. процессы, которые влияют на монотонный характер затухания притока. В частности, при определенных условиях (при высоких газосодержаниях - газовом факторе и невысокой проницаемости ПЗП) возможен в некоторые промежутки времени отток жидкости из ствола скважины в пласт. Этот отток жидкости в пласт может снижать проницаемость ПЗП, и как следствие происходит уменьшение продуктивности скважины после каждой остановки скважины.

Эффект влияния ствола сопровождает не только остановку скважин, но и любую смену режима эксплуатации (пуск, изменение дебита и пр.). Количественной мерой эффекта влияния ствола является коэффициент влияния ствола скважины:

где – изменение объема флюида, приведенного к термобарическим условиям в стволе в начале притока, – изменение давления.

Коэффициент послепритока может быть определен экспериментально. В частности, рассмотрим случай остановки скважины, работавшей до этого со стабильным расходом . Если учесть, что дебит послепритока в момент остановки скважины равен дебиту до остановки, то можно предложить следующий способ определения дебита:

- проводится касательная к кривой изменения давления от времени в точке остановки скважины и определяется тангенс угла ее наклона – .

- рассчитывается коэффициент влияния ствола по формуле:

При исследовании с закрытием на устье необходимо проводить расчет времени ВСС и уже с учетом этого времени определять время регистрации КВД. Время ВСС рассчитывается по следующей методике:

1. Рассчитывался коэффициент ВСС по формуле:

, (1.7)

где: - площадь поперечного сечения ствола скважины, в области, где происходит изменение уровня жидкости; - плотность жидкости;

2. Рассчитывается безразмерный коэффициент ВСС по формуле:

, (1.8)

где: - пористость; - сжимаемость породы; - толщина пласта; - радиус скважины.

3. Рассчитывается безразмерное время окончание ВСС по формуле:

, (1.9)

где: - скин-фактор.

4. Рассчитывается время окончания ВСС в реальном исчислении по формуле:

, (1.10)

где: - динамическая вязкость; - проницаемость.

Тема №3. Обработка КВД методами с учетом эффекта ВСС.

 

В некоторых случаях при исследовании скважины не удается получить прямоли­нейный участок кривой восстановления дав­ления в координатах . Чаще всего это объясняется существенным влиянием продолжающегося притока (или оттока) жидкости из пласта в скважину (или на­оборот) после ее закрытия на устье. В ука­занных случаях необходимо обрабатывав данные исследования с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки.

Для обработки кривых восстановления давления с учетом притока жидкости не­обходимо одновременно с фиксацией изме­нения давления на забое регистрировать из­менение потока жидкости во времени либо измерять изменение давления на буфере и в затрубном пространстве во времени (для фонтанных и компрессорных скважин), а для насосных скважин определять измене­ние уровня жидкости в затрубном про­странстве.

Имеется несколько методов обработки кривых восстановления давления в скважи­не с учетом притока жидкости с целью определения параметров пластов и скважин. На основании исследований (сопоставление методов с помощью гипотетической кривой и по результатам исследований скважин высокоточными глубинными манометрами) большинство авторов рекомендуют при­менять при обработке кривых восстановле­ния давления два метода.

При замедленном притоке жидкости пред­почтительнее применять интегральный метод Э. Б. Чекалюка, а при высокой скорости за­тухания притока следует использовать диф­ференциальный метод Ю. П. Борисова. Ин­тегральный метод также применяют и в тех случаях, когда кривые восстановления давления имеют разброс точек.

Для учета ВСС существуют дифференциальные и интегральные методы.

1. Дифференциальный метод учета переменного притока после изменения режима работы скважины.

Суть метода заключается в исключении эффекта действия стоков, сопутствующих источникам, после изменения режима путем искусственной замены стоков источниками соответственно равных мощностей.

Допустим скважина работала с дебитом , после чего в момент времени меняют режим на менее продуктивный. Если бы приток отсутствовал то вместо дебита мгновенно бы установился дебит . В действительности в момент времени (или несколько больший) скважина начинает работать с дебитом , близким по величине к дебиту .

Таким образом, в момент времени мгновенно подключается источник значительно меньшей мощности, чем источник . За время действии указанного источника глубинный манометр записывает начальный отрезок кривой восстановления, которую можно записать так:

, (1.42)

где: - наклон начального отрезка кривой в координатах давление и логарифм времени.

В дальнейшем суммарная мощность подключающихся источников нарастает, соответствующая мощность «остающихся стоков» убывает. Наращивается кривая восстановления, уменьшается ее наклон в координатах давление и логарифм времени.

В определенный момент времени приток к забою прекращается и кривая восстановления выходит на свою асимптоту с угловым коэффициентом , который определяется из следующего соотношения:

, (1.43)

Применение описанного метода ускоренного вывода промысловой кривой восстановления на свою асимптоту позволяет использовать для обработки начальный участок кривой восстановления.

2. Дифференциальный метод учета переменного притока И.А.Чарного и И.Д.Умрихина.

Метод основан на решениях основного дифференциального уравнения, данных М.Маскетом и И.А.Чарным для притока упругой жидкости к кольцевому стоку с переменным во времени дебитом , отсчитываемым от первоначального стационарного дебита . При замене кольцевого стока определенного радиуса равнодебитным точечным стоком радиуса, равного радиусу несовершенной скважины, основное соотношение этого метода представляется следующим образом:

, (1.44)

Если промысловую кривую восстановления строить в координатах и , то получается прямая, по наклону которой и отрезку на оси ординат можно определить параметры фильтрации:

, (1.45)

, (1.46)

Интегральную функцию определяют по формуле:

, (1.47)

Интеграл находят по формуле:

, (1.48)

Весь период исследований делится на равных промежутков. Интеграл находится для моментов времени , где меняется от единицы до .

3. Дифференциальный метод учета переменного притока Ю.П.Борисова.

Данный метод основан на решении М.Маскета для точечного стока в бесконечном пласте при переменном во времени дебите. При данном методе используется следующее уравнение:

, (1.49)

Промысловая кривая, будучи построена в координатах и , дает прямую с угловым коэффициентом:

, (1.50)

и отрезком на оси ординат:

, (1.51)

по которым находятся параметры пласта и .

учитывает дополнительный приток в зависимости от давления и площади затрубного пространства.

4. Интегральный метод учета переменного притока Г.И.Баренблатта, Ю.П.Борисова, С.Г.Каменецкого, А.П.Крылова.

Из всех рассмотренных методов этот метод является наиболее строго обоснованным математически и физически.

Метод основан на точном решении соответствующих обратных задач теории упругого режима и предусматривает вычисление интегралов от эмпирических функций, представляемой кривой восстановления давления.

В данном методе используется следующее основное соотношение:

, (1.52)

где: и - площадь сечения затрубного пространства и подъемных труб; - некоторая константа, имеющая размерность времени; , и - интегралы от соответствующих депрессий.

5. Интегральный метод Г.И.Баренблатта, и В.А.Максимова по определению некоторых неоднородностей пласта.

Данный метод является дальнейшим развитием главного интегрального метода. Рассматривается два случая: наличие вокруг забоя кольцевой загрязненной зоны и наличие на определенном расстоянии от скважины прямолинейного сброса. В зависимости от формы кривой построенной в координатах и возможно определить наличие одного из данных факторов.

6. Интегральный метод И.А.Чарного и И.Д.Умрихина.

В данном методе используется следующее основное соотношение:

, (1.53)

где

, (1.54)

здесь

, (1.55)

Графиком функции 1.53, преобразованной в координатах , будет прямолинейный график с клоном и отрезком, отсекаемым его продолжение на оси ординат, по значениям которых определяются параметры и .

7. Интегральный метод Э.Б.Чекалюка.

Метод основан на использовании зависимости депрессии на забое скважины от суммарного объема притока упругой жидкости в виде интеграла Дюамеля:

, (1.56)

где - функция, определяющая объем добытой из пласта жидкости при постоянной депрессии, равной единице.

Основная расчетная формула интегрального данного метода имеет вид:

, (1.57)

где - безразмерное время, - масштаб времени;

, (1.58)

Графиком функции 1.57 в координатах будет прямолинейный график, по уклону и отрезку которых находят параметры пласта.

Большинство предложенных методов обработки КВД с учетом притока основываются на допущениях, что кривая имеет плавный монотонно убывающий «характер» зависящий от параметров пласта и пластовых флюидов. Однако на практике могут наблюдаться и немонотонные кривые, которые характеризуются наличием на кривой притока периодов времени, когда жидкость оттекает из ствола скважины в пласт после остановки на устье.

 

 

Тема №4. Обработка с помощью типовых кривых.

Типовые кривые – графическое представление давления как функции от времени для определенных конфигураций «скважина-пласт-граница». Они вычисляются на основе существующих аналитических моделей и выражаются в безразмерных переменных.

 

Универсальная кривая, построенная в билогарифмических координатах, наносится на прозрачную пленку (кальку) и накладывается на фактическую кривую - график прослеживания давления (также построенную в билогарифмических координатах, желательно с одинаковым масштабом бумаги в билогарифмических координатах) до возможно полного их совмещения, при обязательном соблюдении взаимной параллельности осей абсцисс и ординат фактического и универсального графиков. Это совпадение указывает на вероятность соответствия фактических данных модели (МПФС), для которой рассчитана данная (совпавшая) универсальная теоретическая кривая, вероятно, из-за неоднозначности решения обратных задач подземной гидродинамики.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

2.2 Гидродинамические методы контроля. Скин-эффект и скин-фактор

Поровое пространство коллектора в призабойной зоне пласта (ПЗП) непрерывно подвергается интенсивным кольматационным процессам в течение всего периода эксплуатации начиная от момента первичного вскрытия, затем перфорации, освоения, эксплуатации и стимуляции. Причем влияние этих технологических факторов на ФЕС ПЗП может носить прямопротивоположный характер: если при первичном вскрытии и перфорации происходит ухудшение ФЕС ПЗП по сравнению с их начальными значениями, то при эксплуатации и стимуляции ФЕС, наоборот, могут улучшаться.

Явление изменения ФЕС в ПЗП носит название «скин-эффекта», а его количественная характеристика – «скин-фактора» [18].

Поскольку знание величины «скин-эффекта» имеет большое значение не только для обоснованного выбора режима эксплуатации, но также для подбора технологий стимуляции ПЗП, то для его оценки разработаны и широко применяются, так называемые, методы гидродинамических исследований (ГДИ).

К этим методам в первую очередь относятся: метод регистрации кривых восстановления давления (КВД), метод регистрации кривых восстановления уровня (КВУ), метод индикаторных кривых (ИК) и метод гидропрослушивания (ГП).

Уникальность этих методов контроля заключается в том, что они позволяют получить не только достоверные значения гидропроводности, пьезопроводности и потенциальной продуктивности пласта на любой стадии эксплуатации, но также такую важную информацию как величина радиуса контура питания, пластовое давление на границе контура питания и расстояние до зон выклинивания пласта.

В принципе не один геофизический метод не может конкурировать с гидродинамическими методами по уровню информативности и достоверности оценки текущих ФЕС ПЗП.

Поскольку в последние годы нефтедобывающие предприятия стали пренебрегать возможностями ГДИ с целью сокращения своих затрат на услуги по ГИС, то в 2001 году Министерство энергетики РФ разработало и утвердило к неукоснительному соблюдению РД 153-39.0-109-01 под названием «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», которое устанавливает единые правила при реализации на территории РФ лицензий на право пользования недрами с целью их геологического изучения, разведки и добычи нефти, газа и конденсата, независимо от ведомственной принадлежности организаций и предприятий.

Типовой вид КВД приведен на рисунке 2. Весь временной диапазон изменения давления в скважине можно условно разбить на три области, из которых первая область характеризует условия в ПЗП, вторая – внутри пласта, а третья – на внешней границе пласта.

При анализе результатов регистрации КВД основное внимание уделяется вычислению величины «скин-фактора» - S, который характеризует интегральное состояние ПЗП:

при S>0 - имеет место процесс кольматации ПЗП;

при S=0 - ПЗП сохраняет свои первоначальные свойства;

при S<0 - ФЕС ПЗП лучше, чем основного пласта.

Рисунок 2 – Типовой вид кривой КВД для разных состояний ПЗП

studfiles.net

Расчет скин-эффекта сжатия и кольматации по реальным данным эксплуатации



Журнал «Экспозиция нефть газ», №6 2011.

В. Н. Боганик

Резюме

Для оперативной работы при регулировании режима работы скважины, а также для подсчета запасов и для проектирования разработки нужно иметь по каждой скважине фактические данные о скин-эффекте, который снижает дебит нефти и газа. На практическом примере показана методика определения скин-эффекта кольматации и скин-эффекта сжатия . Оказывается, что для коллекторов повышенной проницаемости (более 300 мД) при реальных депрессиях эксплуатации величина много больше значения . В то же время на практике величина определяется неточно по одиночным замерам КВД, а величина просто игнорируется, так как о ней ничего не известно.

Ключевые слова: скин-эффект кольматации, скин-эффект сжатия, проектирование разработки, нефть, газ.

Линии «нормальных» продуктивностей и дебитов, линия средних продуктивностей

Нами рассмотрены данные эксплуатации карбонатного нефтеносного коллектора.

По данным эксплуатации (рис. 1) выделяются временные интервалы со «спокойной» работой скважины. Из рассмотрения исключаются точки, перед которыми (по времени) были резкие изменения депрессии, что сказывается на резком изменении дебитов.

Рис. 1. Изменение во времени давлений и дебитов при эксплуатации скважины

По выбранным точкам строятся два графика в координатах продуктивность – депрессия (рис. 2) и дебит - депрессия (рис. 3). Поскольку на всех графиках точки перенумерованы, то поведение каждой из них можно проследить в тех или иных координатах.

Рис. 2. Зависимость продуктивности от депрессии

Рис. 3. Зависимость дебита от депрессии

На графиках (рис. 2 и 3) проведены линии, которые огибают точки сверху. Эти линии названы соответственно линией «нормальных» продуктивностей и линией «нормальных» дебитов.

«Нормальные» линии соответствуют тем периодам работы скважины, в которых она была менее всего засорена, то есть с минимальной кольматацией. В процессе эксплуатации величина кольматации менялась, что проявлялось на изменении продуктивности, а стало-быть и дебита. Для проектирования разработки месторождения целесообразно оценить среднее значение кольматации, которое будет соответствовать линии средних значений продуктивности. Именно такая линия проведена на графике продуктивностей (рис. 2).

Построение «нормальных» линий облегчается наличием двух обстоятельств.

Во-первых, для эксплуатационных нефтяных и газовых скважин, работающих в «спокойном» режиме, имеется практически линейная (см. рис. 2) зависимости логарифма продуктивности () от депрессии (), то есть

или . (1)

Во-вторых, при уменьшении депрессии до нуля дебит флюида (нефть, газ, вода) также практически уменьшается до нуля (рис. 3). Из (1) следует, что дебит флюида определяется выражением

. (2)

Отметим, что при наличии экстремума в интервале рабочих депрессий следует выделять максимум дебита и соответствующую этому максимуму депрессию, которая названа оптимальной. При прочих равных условиях следует рекомендовать это значение депрессии для эксплуатации.

Скин-эффект кольматации

Снижение дебита флюида при неизменности депрессии объясняется засорением прискваженной зоны пласта, то есть скин-эффектом кольматации ().

Из (1) можно [1] вывести формулу для скин-эффекта кольматации

. (3)

Здесь присутствуют радиусы контура воронки депрессии и скважины .

В формуле (3) значения продуктивности и должны находиться на «нормальной» линии продуктивности, а значение должно быть расположено на пересечении линии средних продуктивностей и той же депрессии, которая соответствует продуктивности .

Скин-эффект сжатия

Уменьшение продуктивности с увеличением депрессии можно объяснить скин-эффектом сжатия горных пород (). При сжатии пород уменьшаются их фильтрационные свойства и в том числе продуктивность.

Из формулы (1) можно вывести формулу для скин-эффекта сжатия

. (4)

В формуле (4) значения дебитов и должны находиться на «нормальной» линии продуктивностей (рис. 2) причем точка I находится при депрессии, стремящейся к нулю, а точка II может находиться на произвольной депрессии, например на оптимальной депрессии.

Расчет скин-эффектов

На уменьшение дебита влияет сумма двух компонент скин-эффекта: скин-эффекта кольматации и скин-эффекта сжатия .

Для определения скин-эффекта кольматации следует воспользоваться формулой (3). Пусть радиус контура воронки депрессии равен 200 м, а радиус скважины равен 0,1 м. Продуктивность (рис. 2) в точке равна , в точке равна , а в точке равна . Теперь подставим численные значения в формулу (3) и получим

. (5)

Из (5) следует, что за счет скин-эффекта кольматации равного 1,05 дебит уменьшился (на рис. 3 дебиты в точках II и III) на относительную величину . (6)

Для определения скин-эффекта сжатия следует воспользоваться формулой (4) и подставить в нее соответствующие данные, которые уже были использованы в выражении (5), получаем

. (7)

Влияние скин-эффекта сжатия на дебит

Посмотрим, насколько скин-эффект сжатия сказался на уменьшении дебита по сравнению с тем, когда этот скин-эффект не учитывается, то есть при условии, что продуктивность не зависит от депрессии или Для рассчитываемый дебит будет равен . Фактический дебит (рис. 3) равен 75,9 .

По аналогии с расчетом для снижения дебита за счет кольматации (6) имеем снижение дебита за счет скин-эффекта сжатия

. (8)

Итак, за счет скин-эффекта сжатия равного 13,08 относительное уменьшение дебита по сравнению с его отсутствием составит величину , то есть почти на 100 %, что существенно больше по сравнению с влиянием на дебит скин-эффекта кольматации.

Заключение

В статье на численном примере подробно описана методика расчета скин-эффектов кольматации и сжатия, показано как эти скин-эффекты сказываются на дебите, показана важность учета скин-эффекта сжатия. Игнорирование скин-эффекта сжатия приводит к неверным прогнозам дебитов.

Литература

  1. Медведев А.И., Боганик В.Н. Как определить скин-фактор // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений» № 5 2004.

gisgdieffect.narod.ru

Скин-эффект при перфорации. | Neftegaz Wiki

Скин-эффект - эффект, создающий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюида в околоскважинной зоне пласта, приводящий к снижению дебита по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной.

Причины скин-эффекта:

  • гидродинамическое несовершенство вскрытие пласта;
  • загрязнение околоскважинной зоны;
  • турбулетное течение флюидов

Расчет скин-эффектаEdit

Методика разработана Каракасом и Тариком.

$ S_p = S_h + S_v - S_{wb} $,

где $ S_h $ - псевдоскин-фактор, эффект потока на плоскости;

$ S_v $ - эффект вертикальной сходимости; $ S_{wb} $ - скважинний эффект.

Псевдоскин-фактор $ S_h $ определяется по формуле:

$ S_h = ln \frac{r_w}{r'_w(\theta)} $,

где $ r_w $ - радиус скважины;

$ r'_w(\theta) $ - эффективный радиус скважины, зависит от угла расположения $ \theta $.

$ r'_w(\theta) = \left\{ \begin{array}{l l} {l_p}/4 & \quad \text{if } \theta = 0\\ \alpha_\theta (r_w + l_p) & \quad \text{if } \theta \neq 0 \end{array} \right. $,

где $ l_p $ - глубина перфорации;

$ \alpha_\theta $ - переменная, которая зависит от расположения перфорационных отверстий;

Вертикальный псевдоскин-фактор $ S_v $Edit

Для расчета необходимо определить ряд безразмерных велечин:

$ h_D = \frac{h}{l_p} \sqrt{\frac{k_n}{k_v}} $,

где $ h $ - расстояние между перфорационными отверстиями, которое обратно пропорционально плотности перфорирования;

$ k_h $ - горизонтальная проницаемость; $ k_v $ - вертикальная проницаемость;

$ r_{pD} = \frac{d_\text{perf}}{2 h} \left ( 1 + \sqrt{\frac{k_h}{k_v}} \right ) $,

где $ d_\text{perf} $ - диаметр перфорационного отверстия;

$ r_{wD} = \frac{r_w}{l_p+r_w} $

Тогда вертикальная псевдоскин-эффект:

$ S_v = 10^a h_D^{b-1} r_{pD}^b $,

где $ a=a_1 log(r_{pD}) + a_2 $;

$ b = b_1 r_{pD} + b_2 $.

Значения $ a_1, a_2, b_1, b_2 $ являются функциями угла расположения $ \theta $

Скин-эффект скважиныEdit

$ S_{wb} = c_1 e^{c_2 r_{wD}} $,

$ c_1, c_2 $ - зависят от расположения перфорационных отверстий.

neftegaz.wikia.com

Скин — фактор 1) Кольматирование буровым раствором;

  • Размер: 772 Кб
  • Количество слайдов: 35

Описание презентации Скин — фактор 1) Кольматирование буровым раствором; по слайдам

Скин — фактор

1) Кольматирование буровым раствором; 2) Осаждение солей из-за несовместимости пластовой и нагнетаемой воды. 3) Разрушение естественного цемента пласта и вынос его в призабойную зону. 4) Гидроразрыв пласта. 5) Проведение кислотных обработок Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:

Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора в пласт • Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в призабойной зоне. • Буровой фильтрат может вызвать разбухание глин, что приведет к повреждению.

Повреждения при закачке “ Зашламо ванная ” вода Несовместимая вода • Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут закупорить поровые каналы. • Закачиваемая вода может быть несовместимой с пластовой водой – может вызвать образование осадков и закупорить поровые каналы. • Закачиваемая вода может оказаться несовместимой с глинистыми минералами пласта ; вода может дестабилизировать некоторые глины, вызывая движение мелких частиц и закупоривая поровые каналы.

Повреждения в результате добычи p wf

p b • В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже давления насыщения. При этом происходит выделение свободного газа, который снижает эффективную проницаемость по нефти в околоскважинной зоне. • В ретроградном газоконденсатном коллекторе околоскважинное давление может быть ниже точки росы. При этом образуется неподвижное конденсатное кольцо, что снижает эффективную проницаемость по газу в околоскважинной зоне.

Модель скин-эффекта hr c k з k плr з P’ заб P пл S > 0 S t = P skin. Kh 18, 4 q µ o B o C кин-фактор – безрамерная величина, связывающая изменение давления в прискважинной зоне, дебит и гидропроводность породы P заб S <

Хорнер выразил скин-фактор через дополнительное падение давления в результате повреждения : 50100150200 0, 1 1 10 1000 Расстояние от центра скважины , мд ав л е н и е , атм P skin. P’ заб P skin = 0. 87 m S t = (P’ заб – P заб ) где m – наклон полулогарифмической прямой Хорнера, S t – суммарный скин-эффект S t = P skin / 0. 87 m = (P’ заб – P заб ) / 0. 87 m Log (r)Профиль пластового давления

S t – суммарный скин-эффект — совокупность скин-эффектов, возникших по различным причинам: S t = S з + S pp + S turb + S o + S s + … S з – скин-эффект вследствие повреждения породы (+) S p – скин-эффект из-за перфорации (+) S pp – скин-эффект вследствие частичного проникновения скважины в пласт (+) S turb – скин-эффект вследствие турбуленции или скин, зависящий от темпа отбора (+) S o – скин-эффект вследствие наклона скважины (-) S s – скин-эффект, возникающий вследствие ГРП (-) Скин-эффект вследствие повреждения породы S з в лучшем случае может быть изменен до нуля (например — кислотной обработкой). Отрицательный скин возникает вследствие образования трещин (гидроразрыв).

Скин-фактор и свойства призабойной зоны с з з пл з r r k k sln 1 k пл – проницаемость коллектора k з – проницаемость измененной зоны r з – радиус измененной зоны r с – радиус скважины. Объем пласта h r с k з r з k пл. Призабойная зона Используя концепцию скина как кольцеобразной зоны вокруг скважины с измененной проницаемостью, Хокинс построил модель скважины, как показано на рисунке. Скин-фактор может быть вычислен с помощью свойств призабойной зоны. Если k з k пл ( интенсификация ), скин-фактор является отрицательным. Если k з = k пл , скин-фактор равен 0.

Эффективный радиус скважины сэф r r sln s сэф err Если проницаемость в зоне изменения k з намного выше, чем проницаемость пласта k пл , то скважина будет вести себя как скважина с вероятным радиусом r эф — эффективный радиус скважины. r эф может быть вычислен на основе реального радиуса и скин-фактора: hr с k з k плr эф

Минимальный скин-фактор (максимально отрицательный скин-фактор) достигается при условии r эф = R , где r эф — эффективный радиус скважины R — радиус зоны дренирования c r R sln min Пример : 8. 7 108. 0 250 lnln min cr R s

Геометрические скин-факторы Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона уменьшенной проницаемости. S p – скин-фактор, учитывающий геометрию перфорации (+) Стремление жидкости к перфорациям. Уплотненная зона

Геометрические скин-факторы h h p. Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация только участка продуктивного слоя пласта, S pp – скин-фактор, учитывающий несовершенство вскрытия (+)

Геометрические скин-факторыsech h sss з Когда скважина входит под углом более, чем 90 о , в контакте с пластом находится больший участок поверхности скважины. S — скин-фактор вследствие наклона скважины (-)

Геометрические скин-факторы X f. В результате гидроразрыва пласта (ГРП) между скважиной и пластом создается зона высокой проводимости. S s – скин-эффект, возникающий вследствие стимуляции (-) полудлина трещины k пл P’ заб P пл P заб S <

Скин-фактор и порванные пласты 2 f эф. X r эфf r. X 2 r эф — эффективный радиус x f — полудлина трещины Площадь притока = 2 r эф h Площадь притока = 4 x f h

)( 41, 18 w d dd e скинначобщr r n hk Bq r r n kh Bq РРP ))( 1 ( 41, 18 w d dd e rr r n kh Bq ))()(( 41, 18 w d d r d e r r n k k r r n hk Bq ))()(( w d d r w d d e r r n k k r r n. А ))()1()(( w d d ee r r n k k r r n. А Введем обозначения S r r n k k w d d r)()1( — скин- фактор, то формула Дюпюи может быть записана в виде: )( )75, 0)((41, 18 wf w e PP S r r n. B kh q . Вычисление скин — фактора

Упражнение: расчет скин — фактора • В процессе глушения скважины, отфильтровавшаяся в призабойную зону жидкость, изменила начальную проницаемость со 100 м. Д до 60 м. Д в радиусе 0, 6 м. Радиус скважины – 0, 1 08 м. Вычислить скин – фактор. • Для очистки призабойной зоны применили кислотную обработку при этом проницаемость восстановилась до 80% от начальной. Вычислить скин – фактор.

Гидравлический разрыв • Гидравлический разрыв – это процесс использования гидравлического давления для создания искусственных трещин в пласте • Трещина увеличивается в длину , высоту и ширину путем закачки смеси флюида и проппанта под высоким давлением

Гидравлический разрыв Песок с проппантом Помпа Устье скважины НКТ проппант Флюид для ГРП Залежь. Флюид Смеситель Трещина

Причины проведения ГРП • Увеличение добычи • Запасы : – Ускорить извлечение – Новый пласт : Извлекать запасы, добыча которых ранее считалась невыгодной Увеличить жизненный цикл пласта • Увеличить приток в скважину – Обойти повреждения в призабойной зоне – Увеличить эффективный радиус скважины r эф = 0. 1 08 м ( или меньше ) При ГРП (S = -3) r эф = 2 м

Соединение линзообразных резервуаров. Причины проведения ГРП

Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП Причины проведения ГРП

Использование трещиноватых коллекторов Параллельные Трещины Ортогональные Трещины. Причины проведения ГРП

Соединение расслоенных формаций • Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков Продуктивный Интервал, стимулированный кислотной обработкой Продуктивный Интервал, стимулированный ГРППричины проведения ГРП

Соотношение напряжения и глубины 80 x 10 6 0 20 x 10 6 40 x 10 6 60 x 10 6 Напряжение , П a Поверхность земли. Исходное верт. Напряж. Истинное верт. напряж. М ин. горизонт. напряж. Крит. глубина 977 м -3000 -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 Глубина , м Расстояние от поверхности земли, м

Скин – фактор после ГРП • Создается давление в пласте, вызывающее образование трещины • Проппант или кислота закачиваются в созданную трещину • Модель основывается на понятии о едином плоском разрыве • Безразмерная проводимость трещины F CD зависит от разницы проницаемостей проппанта и пласта. F CD это отношение способности трещины пропускать поток к возможности пласта этот поток поставлять в трещину , т. е. проводимости трещины к проводимости пласта. Неограниченная проводимость (F CD >10) Ограниченная проводимость (F CD <10)k f — проницаемость проппанта ( м. Д ) k — проницаемость пласта ( м. Д ) w — ширина трещины ( м ) x f — полудлина трещины ( м )f f xk wk

Расчет скин – фактора после ГРП по корреляционной зависимости для месторождений России • Время наступления псевдоустановившегося режима • Безразмерное время A= R 2 • Находим безразмерное давление P D (по корреляциям для месторождений России) • Находим скин — факторk AC tt пур 00864, 0 12. 0 2 12, 0 fпур. Dx xt A t f 75, 0)( w. D r R n. PS

Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторождений России

Расчет скин-фактора h= 39, 36 ft 12, 0 meters k= 15 md td(prf ) = 2, 6 td for pseudo PRF : 1 < td >>>> td=5) ; (Fcd=10>>>>> td=3) ; (ect) Fcd= 6, 0756 = 0, 18 = 1, 4 cp C t = 2, 0 E-05 X f = 180 ft 54, 9 meters w f = 0, 394 inches 0, 0328 feet 10, 00 mm k f = 500000 md r e = 1500 ft 500 meters r w = 0, 353 ft 0, 108 meters t p. DA = 0, 12 t ps s (time to reach pss)= 45, 04 days 1081 hours t prf (time to reach prf)= 4, 52 days 108, 4 hours Pd t, daystd (from table 1) skin Rw’ 1, 00, 58130 5, 02, 90652 15, 08, 71955 30, 017, 439098 45, 026, 158647 45, 0426, 179952, 968 -4, 64 36,

Упражнение : расчет скин — фактора 1. Даны параметры ГРП : Проницаемость проппанта k f = 430 000 м. Д Проницаемость пласта k = 10 м. Д Эффективная толщина пласта h = 25 м. Полудлина трещины x f = 6 0 м Ширина трещины w f = 8 мм 2. Даны параметры скважины: Вязкость нефти µ = 1, 36 с. Пз Пористость = 0, 15 Радиус контура дренирования R = 500 м Радиус скважины r c = 0, 108 м 3. Вычислить безразмерную проводимость трещины, оценить является ли проводимость трещины ограниченной или неограниченной. 4. Вычислить скин – фактор. Данные по скважине 6186 Приобского месторождения, пласт А

Гидравлический разрыв В пластах с низкой проницаемостью, K 50 м. Д Требуются высокопроводимые короткие трещины – Более высокий показатель проводимости способствует росту добычи – Стимуляция призабойной зоны В пластах со средней проницаемостью, 5 < K < 50 м. Д – Требуется очень высокая проводимость трещины ГРП более 4 -5 тысяч м. Д · м

Увеличение добычи после ГРП для трещин различной длины 30%100% 90% 80% 70% 10% 20%40%50%60% 2 4 5 6 Xf R 3 Высокопроницаемые Пласты Низкопроницаемые Пласты 10 10 1010 8 6 4 2 С те п е н ь У в е л и ч ен и я Д о б ы ч и Теоретически Скин-фактор достигает — 8 Относительная проводимость

Упражнение (домашнее задание): расчет потенциального дебита По « своему » месторождению (либо одному из «своих» месторождений): 1. Рассчитать потенциальный дебит нефти ( Р заб = 50 атм. ), до проведения ГРП ( S = 0 ) , и после проведения ГРП ( S расчитанный по программе « skin_calc. xls » ). 2. Построить индикаторные кривые Дарси и Вогеля. 3. Рассчитать фактический J d по скважинам без ГРП, и после ГРП. Рассчитать потенциальный дебит при J d = 0. 6. Источник данных – тех. режимы. Формат выполнения задания – Excel.

present5.com

skin effect — с английского

  • Skin effect — Skin depth redirects here. For the depth (layers) of biological/organic skin, see skin. Skin effect is the tendency of an alternating electric current (AC) to distribute itself within a conductor with the current density being largest near the… …   Wikipedia

  • skin-effect — ● skin effect, skin effects nom masculin (anglais skin, peau, et effect, effet) Synonyme de effet pelliculaire. ● skin effect, skin effects (synonymes) nom masculin (anglais skin, peau, et effect, effet) Synonymes …   Encyclopédie Universelle

  • skin effect — skin′ effect n. elm the phenomenon in which an alternating current tends to concentrate in the outer layer of a conductor, resulting in increased resistance • Etymology: 1895–1900 …   From formal English to slang

  • skin effect — n. the tendency of alternating current to concentrate at or near the surface of a conductor …   English World dictionary

  • skin effect — Elect. the phenomenon in which an alternating current tends to concentrate in the outer layer of a conductor, caused by the self induction of the conductor and resulting in increased resistance. [1895 1900] * * * ▪ electronics       in… …   Universalium

  • skin effect — paviršiaus efektas statusas T sritis chemija apibrėžtis Netolygus kintamosios srovės pasiskirstymas laidininko skerspjūvyje. atitikmenys: angl. skin effect rus. поверхностный эффект ryšiai: sinonimas – skinefektas …   Chemijos terminų aiškinamasis žodynas

  • skin effect — aukštadažnis paviršinis laidumo reiškinys statusas T sritis fizika atitikmenys: angl. skin effect vok. Hautwirkung, f; Skineffekt, m; Stromverdrängungseffekt, m rus. скин эффект, m pranc. effet de peu, m …   Fizikos terminų žodynas

  • skin effect — /ˈskɪn əfɛkt/ (say skin uhfekt) noun the effect which causes an alternating current, especially of radiofrequencies, to concentrate near the surface of a conductor, so increasing its effective resistance …   Australian English dictionary

  • skin effect — noun The tendency of alternating current to distribute itself in a conductor such that the current density is greater near the surface than near the core. The effect increases with frequency …   Wiktionary

  • skin effect —    The effect of the zone of reduced permeability immediately around the borehole on transient flow phenomena in pumping tests [16] …   Lexicon of Cave and Karst Terminology

  • skin effect — Смотри Скин эффект …   Энциклопедический словарь по металлургии

  • translate.academic.ru

    skin factor — с английского на русский

  • Skin effect — Skin depth redirects here. For the depth (layers) of biological/organic skin, see skin. Skin effect is the tendency of an alternating electric current (AC) to distribute itself within a conductor with the current density being largest near the… …   Wikipedia

  • Skin depth — is a measure of the distance an alternating current can penetrate beneath the surface of a conductor.When an electromagnetic wave interacts with a conductive material, mobile charges within the material are made to oscillate back and forth with… …   Wikipedia

  • Factor de transferencia — Saltar a navegación, búsqueda Los factores de transferencia son un factor derivado de la lisis de leucocitos de donadores inmunes que es capaz de transferir inmunidad tanto local, como sistémica a receptores no inmunes. Son consideradas un tipo… …   Wikipedia Español

  • skin disease — ▪ pathology Introduction  any of the diseases or disorders that affect the human skin. They have a wide range of causes. General features       Although most diseases affecting the skin originate in the layers of the skin, such abnormalities are… …   Universalium

  • skin — skinlike, adj. /skin/, n., v., skinned, skinning, adj. n. 1. the external covering or integument of an animal body, esp. when soft and flexible. 2. such an integument stripped from the body of an animal, esp. a small animal; pelt: a beaver skin.… …   Universalium

  • Skin flora — Depiction of the human body and bacteria that predominate The skin flora are the microorganisms which reside on the skin. Most research has been upon those that reside upon the 2 square metres of human skin. Many of them are bacteria of which… …   Wikipedia

  • Skin cancer — ICD9|173 ICDO = 8010 8720 OMIM = MedlinePlus = eMedicineSubj = eMedicineTopic = MeshID = D012878 Skin cancer is a malignant growth on the skin which can have many causes. Skin cancer generally develops in the epidermis (the outermost layer of… …   Wikipedia

  • Factor, Max — ▪ American makeup designer born 1877, Łódź, Poland, Russian Empire died August 30, 1938, Beverly Hills, California, U.S.       dean of Hollywood makeup experts. He was a pioneer in developing makeup specifically for motion picture (motion… …   Universalium

  • skin slime disease — costiasis (an infection of the skin, fins and gills of aquarium and hatchery fish by the flagellate protozoan Costia sp. (or Ichthyobodo; and also Chilodonella, Trichodina). Found in young fish just as they start feeding externally, in colder… …   Dictionary of ichthyology

  • factor — 1. One of the contributing causes in any action. 2. One of the components that by multiplication makes up a number or expression. 3. SYN: gene. 4. A vitamin or other essential element. 5. An event, characteristic, or other definable entity that …   Medical dictionary

  • skin reactive factor — (SRF) a lymphokine derived from antigen stimulated lymphocytes that augments delayed hypersensitivity skin reaction, increasing capillary permeability and infiltration of monocytes; perhaps a mixture of other lymphokines …   Medical dictionary

  • translate.academic.ru