Скин-фактор горизонтальной скважины в неоднородном пласте. Скин фактор нефть


Скин — фактор Причины изменения фильтрационных свойств призабойной

Скин - фактор

Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:

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

Повреждения при закачке 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 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 h rc kз kпл rз P’заб Pзаб Pпл S > 0 Cкин-фактор – безрамерная величина, связывающая изменение давления в прискважинной зоне, дебит и гидропроводность породы Pзаб S

Хорнер выразил скин-фактор через дополнительное падение давления в результате повреждения: Pskin = 0.87 m St = (P’заб – Pзаб) где m – наклон полулогарифмической прямой Хорнера, St – суммарный скин-эффект St = Pskin / 0.87 m = (P’заб – Pзаб) / 0.87 m Log (r) Профиль пластового давления

St – суммарный скин-эффект - совокупность скин-эффектов, возникших по различным причинам: St = Sз + Sp + Spp + Sturb + So + Ss + … Sз – скин-эффект вследствие повреждения породы (+) Sp – скин-эффект из-за перфорации (+) Spp – скин-эффект вследствие частичного проникновения скважины в пласт (+) Sturb – скин-эффект вследствие турбуленции или скин, зависящий от темпа отбора (+) So – скин-эффект вследствие наклона скважины (-) Ss – скин-эффект, возникающий вследствие ГРП (-) Скин-эффект вследствие повреждения породы Sз в лучшем случае может быть изменен до нуля (например - кислотной обработкой). Отрицательный скин возникает вследствие образования трещин (гидроразрыв).

Скин-фактор и свойства призабойной зоны kпл – проницаемость коллектора kз – проницаемость измененной зоны rз – радиус измененной зоны rс – радиус скважины 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 kз kпл (интенсификация), скин-фактор является отрицательным. Если kз = kпл, скин-фактор равен 0.

Эффективный радиус скважины Если проницаемость в зоне изменения kз намного выше, чем проницаемость пласта kпл, то скважина будет вести себя как скважина с вероятным радиусом rэф - эффективный радиус скважины. rэф может быть вычислен на основе реального радиуса и скин-фактора:

Минимальный скин-фактор (максимально отрицательный скин-фактор) достигается при условии rэф = R , где rэф - эффективный радиус скважины R - радиус зоны дренирования Пример:

Геометрические скин-факторы Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона уменьшенной проницаемости. Sp – скин-фактор, учитывающий геометрию перфорации (+)

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

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

Геометрические скин-факторы В результате гидроразрыва пласта (ГРП) между скважиной и пластом создается зона высокой проводимости. Ss – скин-эффект, возникающий вследствие стимуляции (-) полудлина трещины kпл P’заб Pпл Pзаб S

Скин-фактор и порванные пласты rэф - эффективный радиус xf - полудлина трещины

Вычисление скин - фактора

Упражнение: расчет скин - фактора В процессе глушения скважины, отфильтровавшаяся в призабойную зону жидкость, изменила начальную проницаемость со 100 мД до 60 мД в радиусе 0,6 м. Радиус скважины – 0,108 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 радиус скважины rэф= 0.108 м (или меньше) При ГРП (S = -3) rэф = 2 м 1 20

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 ГРП Причины проведения ГРП

Соотношение напряжения и глубины 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 FCD зависит от разницы проницаемостей проппанта и пласта. FCD это отношение способности трещины пропускать поток к возможности пласта этот поток поставлять в трещину, т.е. проводимости трещины к проводимости пласта. Неограниченная проводимость (FCD>10) Ограниченная проводимость (FCD

Расчет скин – фактора после ГРП по корреляционной зависимости для месторождений России Время наступления псевдоустановившегося режима Безразмерное время A=R2 Находим безразмерное давление PD (по корреляциям для месторождений России) Находим скин - фактор

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

Расчет скин-фактора

Упражнение : расчет скин - фактора 1. Даны параметры ГРП: Проницаемость проппанта kf = 430 000 мД Проницаемость пласта k = 10 мД Эффективная толщина пласта h = 25 м. Полудлина трещины xf = 60 м Ширина трещины wf = 8 мм 2. Даны параметры скважины: Вязкость нефти µ = 1,36 сПз Пористость  = 0,15 Радиус контура дренирования R = 500 м Радиус скважины rc = 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 А11

Гидравлический разрыв В пластах с низкой проницаемостью, K 50 мД Требуются высокопроводимые короткие трещины Более высокий показатель проводимости способствует росту добычи Стимуляция призабойной зоны В пластах со средней проницаемостью, 5

Увеличение добычи после ГРП для трещин различной длины

Упражнение (домашнее задание): расчет потенциального дебита По «своему» месторождению (либо одному из «своих» месторождений): Рассчитать потенциальный дебит нефти ( Рзаб = 50 атм.), до проведения ГРП ( S = 0 ), и после проведения ГРП ( S расчитанный по программе «skin_calc.xls»). Построить индикаторные кривые Дарси и Вогеля. Рассчитать фактический Jd по скважинам без ГРП, и после ГРП. Рассчитать потенциальный дебит при Jd = 0.6. Источник данных – тех. режимы. Формат выполнения задания – Excel.

present5.com

Скин-фактор — Википедия РУ

Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

По определению скин-фактор описывается формулой:S=lnrcrc∗{\displaystyle S=\mathrm {ln} {\frac {r_{c}}{r_{c}^{*}}}} где S{\displaystyle S}  — скин-фактор, rc{\displaystyle r_{c}}  — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,rc∗{\displaystyle r_{c}^{*}}  — приведённый радиус скважины — это модельный радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях. После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины.

Если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учётом погрешности определения: −1<S<5{\displaystyle -1<S<5} ), то приствольная зона пласта считается неизменённой, а скважина совершенной (приблизительно rc∗=rc{\displaystyle r_{c}^{*}=r_{c}}    и   η=η0{\displaystyle \eta =\eta _{0}} ).

Большая положительная величина скин-фактора S>5{\displaystyle S>5}  (то есть rc∗<<rc{\displaystyle r_{c}^{*}<<r_{c}}    и   η<<η0{\displaystyle \eta <<\eta _{0}} ) свидетельствет о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины. В таком случае на скважине проводят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока: дополнительная перфорация, свабирование, метод переменного давления (МПД), солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта (ГРП) и др.

Значительная отрицательная величина скин-фактора S<−1{\displaystyle S<-1}  (то есть rc∗>>rc{\displaystyle r_{c}^{*}>>r_{c}}    и   η>>η0{\displaystyle \eta >>\eta _{0}} ) наблюдается в случае повышенной проницаемости приствольной зоны пласта (трещины, каверны и т. д.), как результат мероприятий по увеличению дебета скважин (гидроразрыв пласта(ГРП), кислотных обработок (КО)), а также на наклонно направленных скважинах (ННС) и на скважинах с горизонтальным окончанием.

Часто «ложноотрицательные» значения скин-фактора получаются при интерпретации «недовосстановленных» кривых восстановления давления (КВД) без учёта «послепритока» в ствол скважины, когда на графике отсутствует участок плоскорадиального потока.

http-wikipediya.ru

Скин-фактор — Википедия (с комментариями)

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое [hydrodynamic.ru/vidy-nesovershenstv-skvazhin/ несовершенство] вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

Скин-фактор и приведённый радиус

По определению скин-фактор описывается формулой:<math>S=\mathrm{ln}\frac{r_c}{r_c^*}</math>где <math>S</math> — скин-фактор, <math>r_c</math> — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,<math>r_c^*</math> — приведённый радиус скважины — это модельный радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях. После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины.

Скин-фактор и продуктивность

Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение для скин-фактора:<math>S=\left(\frac{\eta_0}{\eta}-1\right)\mathrm{ln}\frac{R_k}{r_c}</math>где <math>\eta_0</math> — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),<math>\eta</math> — фактическая продуктивность реальной скважины,<math>R_k</math> — радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами),<math>r_c</math> — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Интерпретация скин-фактора

Если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учётом погрешности определения: <math>-1<S<5</math>), то приствольная зона пласта считается неизменённой, а скважина совершенной (приблизительно <math>r_c^*=r_c</math>   и   <math>\eta=\eta_0</math>).

Большая положительная величина скин-фактора <math>S>5</math> (то есть <math>r_c^*<<r_c</math>   и   <math>\eta<<\eta_0</math>) свидетельствет о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины. В таком случае на скважине проводят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока: дополнительная перфорация, свабирование, метод переменного давления (МПД), солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта (ГРП) и др.

Значительная отрицательная величина скин-фактора <math>S<-1</math> (то есть <math>r_c^*>>r_c</math>   и   <math>\eta>>\eta_0</math>) наблюдается в случае повышенной проницаемости приствольной зоны пласта (трещины, каверны и т. д.). Часто «ложноотрицательные» значения скин-фактора получаются при интерпретации «недовосстановленных» кривых восстановления давления (КВД) без учёта «послепритока» в ствол скважины, когда на графике отсутствует участок плоскорадиального потока.

Напишите отзыв о статье "Скин-фактор"

Литература

  • Справочная книга по добыче нефти под редакцией Ш. К. Гиматудинова, 1974.
  • Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. М: Нефть и газ, 2003.

Отрицательные значения скин-фактора наблюдаются у скважин после гидроразрыва пласта(ГРП), кислотных обработок (КО). Значительные отрицательные значения скин-фактора наблюдаются на наклонно направленных скважинах (ННС), и на скважинах с горизонтальным окончанием.

Ссылки

  • [gisgdieffect.ru/archive/GDI/Skin/ Определение скин-фактора по кривой восстановления давления (КВД)].
  • [gisgdieffect.ru/archive/GDI/2004/Skin/ Определение скин-фактора комплексным методом переменной депрессии].
  • [www.oil-gas-toolbox.com/ru/method.html Компьютерная программа «МЕТОД» для расчёта скин-фактора по КВД].

Отрывок, характеризующий Скин-фактор

То ей живо представлялась та минута, когда с ним сделался удар и его из сада в Лысых Горах волокли под руки и он бормотал что то бессильным языком, дергал седыми бровями и беспокойно и робко смотрел на нее. «Он и тогда хотел сказать мне то, что он сказал мне в день своей смерти, – думала она. – Он всегда думал то, что он сказал мне». И вот ей со всеми подробностями вспомнилась та ночь в Лысых Горах накануне сделавшегося с ним удара, когда княжна Марья, предчувствуя беду, против его воли осталась с ним. Она не спала и ночью на цыпочках сошла вниз и, подойдя к двери в цветочную, в которой в эту ночь ночевал ее отец, прислушалась к его голосу. Он измученным, усталым голосом говорил что то с Тихоном. Ему, видно, хотелось поговорить. «И отчего он не позвал меня? Отчего он не позволил быть мне тут на месте Тихона? – думала тогда и теперь княжна Марья. – Уж он не выскажет никогда никому теперь всего того, что было в его душе. Уж никогда не вернется для него и для меня эта минута, когда бы он говорил все, что ему хотелось высказать, а я, а не Тихон, слушала бы и понимала его. Отчего я не вошла тогда в комнату? – думала она. – Может быть, он тогда же бы сказал мне то, что он сказал в день смерти. Он и тогда в разговоре с Тихоном два раза спросил про меня. Ему хотелось меня видеть, а я стояла тут, за дверью. Ему было грустно, тяжело говорить с Тихоном, который не понимал его. Помню, как он заговорил с ним про Лизу, как живую, – он забыл, что она умерла, и Тихон напомнил ему, что ее уже нет, и он закричал: „Дурак“. Ему тяжело было. Я слышала из за двери, как он, кряхтя, лег на кровать и громко прокричал: „Бог мой!Отчего я не взошла тогда? Что ж бы он сделал мне? Что бы я потеряла? А может быть, тогда же он утешился бы, он сказал бы мне это слово“. И княжна Марья вслух произнесла то ласковое слово, которое он сказал ей в день смерти. «Ду ше нь ка! – повторила княжна Марья это слово и зарыдала облегчающими душу слезами. Она видела теперь перед собою его лицо. И не то лицо, которое она знала с тех пор, как себя помнила, и которое она всегда видела издалека; а то лицо – робкое и слабое, которое она в последний день, пригибаясь к его рту, чтобы слышать то, что он говорил, в первый раз рассмотрела вблизи со всеми его морщинами и подробностями. «Душенька», – повторила она. «Что он думал, когда сказал это слово? Что он думает теперь? – вдруг пришел ей вопрос, и в ответ на это она увидала его перед собой с тем выражением лица, которое у него было в гробу на обвязанном белым платком лице. И тот ужас, который охватил ее тогда, когда она прикоснулась к нему и убедилась, что это не только не был он, но что то таинственное и отталкивающее, охватил ее и теперь. Она хотела думать о другом, хотела молиться и ничего не могла сделать. Она большими открытыми глазами смотрела на лунный свет и тени, всякую секунду ждала увидеть его мертвое лицо и чувствовала, что тишина, стоявшая над домом и в доме, заковывала ее. – Дуняша! – прошептала она. – Дуняша! – вскрикнула она диким голосом и, вырвавшись из тишины, побежала к девичьей, навстречу бегущим к ней няне и девушкам.

17 го августа Ростов и Ильин, сопутствуемые только что вернувшимся из плена Лаврушкой и вестовым гусаром, из своей стоянки Янково, в пятнадцати верстах от Богучарова, поехали кататься верхами – попробовать новую, купленную Ильиным лошадь и разузнать, нет ли в деревнях сена. Богучарово находилось последние три дня между двумя неприятельскими армиями, так что так же легко мог зайти туда русский арьергард, как и французский авангард, и потому Ростов, как заботливый эскадронный командир, желал прежде французов воспользоваться тем провиантом, который оставался в Богучарове. Ростов и Ильин были в самом веселом расположении духа. Дорогой в Богучарово, в княжеское именье с усадьбой, где они надеялись найти большую дворню и хорошеньких девушек, они то расспрашивали Лаврушку о Наполеоне и смеялись его рассказам, то перегонялись, пробуя лошадь Ильина.

wiki-org.ru

Скин-фактор — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

Скин-фактор и приведённый радиус

По определению скин-фактор описывается формулой:S=lnrcrc∗{\displaystyle S=\mathrm {ln} {\frac {r_{c}}{r_{c}^{*}}}}где S{\displaystyle S} — скин-фактор, rc{\displaystyle r_{c}} — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,rc∗{\displaystyle r_{c}^{*}} — приведённый радиус скважины — это модельный радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях. После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины.

Видео по теме

Скин-фактор и продуктивность

Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение для скин-фактора:S=(η0η−1)lnRkrc{\displaystyle S=\left({\frac {\eta _{0}}{\eta }}-1\right)\mathrm {ln} {\frac {R_{k}}{r_{c}}}}где η0{\displaystyle \eta _{0}} — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),η{\displaystyle \eta } — фактическая продуктивность реальной скважины,Rk{\displaystyle R_{k}} — радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами),rc{\displaystyle r_{c}} — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Интерпретация скин-фактора

Если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учётом погрешности определения: −1<S<5{\displaystyle -1<S<5}), то приствольная зона пласта считается неизменённой, а скважина совершенной (приблизительно rc∗=rc{\displaystyle r_{c}^{*}=r_{c}}   и   η=η0{\displaystyle \eta =\eta _{0}}).

Большая положительная величина скин-фактора S>5{\displaystyle S>5} (то есть rc∗<<rc{\displaystyle r_{c}^{*}<<r_{c}}   и   η<<η0{\displaystyle \eta <<\eta _{0}}) свидетельствет о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины. В таком случае на скважине проводят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока: дополнительная перфорация, свабирование, метод переменного давления (МПД), солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта (ГРП) и др.

Значительная отрицательная величина скин-фактора S<−1{\displaystyle S<-1} (то есть rc∗>>rc{\displaystyle r_{c}^{*}>>r_{c}}   и   η>>η0{\displaystyle \eta >>\eta _{0}}) наблюдается в случае повышенной проницаемости приствольной зоны пласта (трещины, каверны и т. д.), как результат мероприятий по увеличению дебета скважин (гидроразрыв пласта(ГРП), кислотных обработок (КО)), а также на наклонно направленных скважинах (ННС) и на скважинах с горизонтальным окончанием.

Часто «ложноотрицательные» значения скин-фактора получаются при интерпретации «недовосстановленных» кривых восстановления давления (КВД) без учёта «послепритока» в ствол скважины, когда на графике отсутствует участок плоскорадиального потока.

Литература

  • Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / под редакцией Ш. К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983. - 455 с.

Ссылки

wikipedia.green

фактор - Gpedia, Your Encyclopedia

Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

Скин-фактор и приведённый радиус

По определению скин-фактор описывается формулой:S=lnrcrc∗{\displaystyle S=\mathrm {ln} {\frac {r_{c}}{r_{c}^{*}}}}где S{\displaystyle S} — скин-фактор, rc{\displaystyle r_{c}} — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,rc∗{\displaystyle r_{c}^{*}} — приведённый радиус скважины — это модельный радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях. После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины.

Скин-фактор и продуктивность

Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение для скин-фактора:S=(η0η−1)lnRkrc{\displaystyle S=\left({\frac {\eta _{0}}{\eta }}-1\right)\mathrm {ln} {\frac {R_{k}}{r_{c}}}}где η0{\displaystyle \eta _{0}} — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),η{\displaystyle \eta } — фактическая продуктивность реальной скважины,Rk{\displaystyle R_{k}} — радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами),rc{\displaystyle r_{c}} — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Интерпретация скин-фактора

Если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учётом погрешности определения: −1<S<5{\displaystyle -1<S<5}), то приствольная зона пласта считается неизменённой, а скважина совершенной (приблизительно rc∗=rc{\displaystyle r_{c}^{*}=r_{c}}   и   η=η0{\displaystyle \eta =\eta _{0}}).

Большая положительная величина скин-фактора S>5{\displaystyle S>5} (то есть rc∗<<rc{\displaystyle r_{c}^{*}<<r_{c}}   и   η<<η0{\displaystyle \eta <<\eta _{0}}) свидетельствет о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины. В таком случае на скважине проводят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока: дополнительная перфорация, свабирование, метод переменного давления (МПД), солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта (ГРП) и др.

Значительная отрицательная величина скин-фактора S<−1{\displaystyle S<-1} (то есть rc∗>>rc{\displaystyle r_{c}^{*}>>r_{c}}   и   η>>η0{\displaystyle \eta >>\eta _{0}}) наблюдается в случае повышенной проницаемости приствольной зоны пласта (трещины, каверны и т. д.), как результат мероприятий по увеличению дебета скважин (гидроразрыв пласта(ГРП), кислотных обработок (КО)), а также на наклонно направленных скважинах (ННС) и на скважинах с горизонтальным окончанием.

Часто «ложноотрицательные» значения скин-фактора получаются при интерпретации «недовосстановленных» кривых восстановления давления (КВД) без учёта «послепритока» в ствол скважины, когда на графике отсутствует участок плоскорадиального потока.

Литература

  • Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / под редакцией Ш. К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983. - 455 с.

Ссылки

www.gpedia.com

Скин-фактор горизонтальной скважины в неоднородном пласте - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Horizontal well skin factor in heterogeneous formation

L. GAYDUKOV, Institute of Problems of Petroleum and Gas of Russian Academy of Science N. MIKHAYLOV, Gubkin Oil and Gas University

В статье предложена уточненная зависимость «скин-фактора» интервала горизонтальной скважины от определяющих параметров околоскважинной зоны.

Horizontal well skin factor cannot be correctly estimated from the well tested analysis and from the analytical expressions derived for vertical wells.

Если вас интересует полный текст статьи, Вы можете заказать ее в издательстве.

  1. Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н. Влияние особенностей околоскважинных зон горизонтальных скважин на их продуктивность // Нефтяное хозяйство 2010. №1. С. 31 – 33.
  2. Hurst W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore. // The Petroleum Engineer 1953. V. XXV. N11. P. 20 – 30.
  3. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М: ОАО ВНИИОЭРГ, 2001. 212 с.
  4. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М.: Недра, 1996. 339 с.
  5. Suryananrayana P.V., Zhan Wu, Ramalho J., Himes R. Dynamic Modeling of Invasion Damage and Impact on Production in Horizontal Wells // SPE Report 95861, 2007.
  6. Зайцев М.В., Михайлов Н.Н. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины // Нефтяное хозяйство 2004. №1. С. 64 – 66.
  7. Ding Y., Longeron D., Audibert A. Modeling of Both Near-Wellbore Damage and Natural Cleanup of Horizontal Well Drilled With Water-Based Drilling Fluids // SPE 88807, 2004.
  8. Semmelbeck M.E., Holditch S.A., Dewan J.T. Invasion-Based Method For Estimating Permeability From Logs // SPE Report 30581, 1995.
  9. Renard G., Dupuy J.M. Formation damage effects on horizontal-well flow efficiency. SPE 19414, 1991.
  10. Frick T.P., Economides M.J. Horizontal Well Damage Characterization and Removal // SPE Production and Facilities, February 1993.
  1. L.A. Gaydukov, N.N. Mikhaylov. Influence of features of near-well zones of horizontal wells on their productivity // Oil economy, 2010, #1, Pp.31-33.
  2. 2.Hurst W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore. // The Petroleum Engineer 1953. V. XXV. N11. P. 20-30.
  3. V.A. Iktisanov. Determining of filtration parameters of strata and rheologic properties of dispersion systems during development of oil fields. – M.: VNIIOERG JSC, 2001. – 212 pages.
  4. N.N. Mikhaylov. Information-technological geodynamics of near-well zones. – M.: Nedra, 1996. – 339 pages.
  5. 5.Suryananrayana P.V., Zhan Wu, Ramalho J., Himes R. Dynamic Modeling of Invasion Damage and Impact on Production in Horizontal Wells // SPE Report 95861, 2007.
  6. M.V. Zaytsev, N.N. Mikhaylov. Influence of near-well zone on wll productivity. // Oil economy 2004, #1, Pp.64-66.
  7. 7.Ding Y., Longeron D., Audibert А. Modeling of Both Near-Wellbore Damage and Natural Cleanup of Horizontal Well Drilled With Water-Based Drilling Fluids//SPE 88807, 2004.
  8. 8.Semmelbeck M.E., Holditch S.A., Dewan J.T. Invasion-Based Method For Estimating Permeability From Logs// SPE Report 30581, 1995.
  9. 9.Renard G., Dupuy J.M. Formation damage effects on horizontal-well flow efficiency. SPE 19414, 1991.
  10. 10.Frick T.P., Economides M.J. Horizontal Well Damage Characterization and Removal// SPE Production and Facilities, February 1993.

Комментарии посетителей сайта

Авторизация

Ключевые слова: горизонтальная скважина, околоскважинная зона, неоднородный пласт, поражение пласта, производительность, скин-фактор

Keywords: horizontal well, near bore zone, heterogeneous formation, damage, production, skin factor

Просмотров статьи: 3422

burneft.ru

Скин-фактор Википедия

Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

Скин-фактор и приведённый радиус

По определению скин-фактор описывается формулой:S=lnrcrc∗{\displaystyle S=\mathrm {ln} {\frac {r_{c}}{r_{c}^{*}}}}где S{\displaystyle S} — скин-фактор, rc{\displaystyle r_{c}} — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,rc∗{\displaystyle r_{c}^{*}} — приведённый радиус скважины — это модельный радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях. После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины.

Скин-фактор и продуктивность

Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение для скин-фактора:S=(η0η−1)lnRkrc{\displaystyle S=\left({\frac {\eta _{0}}{\eta }}-1\right)\mathrm {ln} {\frac {R_{k}}{r_{c}}}}где η0{\displaystyle \eta _{0}} — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),η{\displaystyle \eta } — фактическая продуктивность реальной скважины,Rk{\displaystyle R_{k}} — радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами),rc{\displaystyle r_{c}} — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Интерпретация скин-фактора

Если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учётом погрешности определения: −1<S<5{\displaystyle -1<S<5}), то приствольная зона пласта считается неизменённой, а скважина совершенной (приблизительно rc∗=rc{\displaystyle r_{c}^{*}=r_{c}}   и   η=η0{\displaystyle \eta =\eta _{0}}).

Большая положительная величина скин-фактора S>5{\displaystyle S>5} (то есть rc∗<<rc{\displaystyle r_{c}^{*}<<r_{c}}   и   η<<η0{\displaystyle \eta <<\eta _{0}}) свидетельствет о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины. В таком случае на скважине проводят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока: дополнительная перфорация, свабирование, метод переменного давления (МПД), солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта (ГРП) и др.

Значительная отрицательная величина скин-фактора S<−1{\displaystyle S<-1} (то есть rc∗>>rc{\displaystyle r_{c}^{*}>>r_{c}}   и   η>>η0{\displaystyle \eta >>\eta _{0}}) наблюдается в случае повышенной проницаемости приствольной зоны пласта (трещины, каверны и т. д.), как результат мероприятий по увеличению дебета скважин (гидроразрыв пласта(ГРП), кислотных обработок (КО)), а также на наклонно направленных скважинах (ННС) и на скважинах с горизонтальным окончанием.

Часто «ложноотрицательные» значения скин-фактора получаются при интерпретации «недовосстановленных» кривых восстановления давления (КВД) без учёта «послепритока» в ствол скважины, когда на графике отсутствует участок плоскорадиального потока.

Литература

  • Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / под редакцией Ш. К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983. - 455 с.

Ссылки

wikiredia.ru