Скин фактор скважины это


Понятие скин-фактора

Продуктивность определяется выражением , где Q – дебит жидкости, м3/сут; Р – депрессия, МПа. ПричемР=Рпл - Рзаб.

Продуктивность открытой (без обсадки) скважины с неизмененной прискважинной зоной пласта (ПЗП) можно рассчитать по значению гидропроводности (), определенной по данным КВД в этой необсаженной скважине. Такую продуктивность, которую обычно называют потенциальной, чтобы отличить ее от аналогичной продуктивностив обсаженной скважине, будем называть потенциальной продуктивностью открытого ствола ().

Отметим, что (а также) определяется по тому участку КВД, для которого депрессия мала (хотя и превышает депрессию, меньше которой флюид не движется). Итак, значениеможно рассчитать, если известно значение, по формуле Дюпюи для установившегося радиального притока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине

. (1)

Рис. 9.8. Скин-факторы (S) определяются продуктивностями

Здесь – гидропроводность пласта; Rk – радиус контура питания скважины, то есть расстояние от оси скважины до точки с постоянным давлением, равным пластовому Pпл; rc – радиус скважины по долоту (давление в этой точке равно забойному Pзаб); – потенциальный коэффициент продуктивности с учетом пластовых условий.

Реальная добывающая (то есть обсаженная и перфорированная) скважина является несовершенной по характеру и степени вскрытия пласта, а ПЗП может иметь фильтрационные характеристики, отличные от характеристик дальней зоны пласта. В результате поток флюида испытывает в ПЗП дополнительные фильтрационные сопротивления. Для добывающей скважины (по аналогии с необсаженной) можно по значению гидропроводности в этой обсаженной скважине рассчитать ее фактическую продуктивность ()

. (2)

Натуральный логарифм отношения радиуса скважины по долоту (rc) к приведенному радиусу (r*c) называется скин-фактором

. (3)

Подставляя выражение (3) в выражение (2) получаем уравнение, которое связывает любую продуктивность () с соответствующим скин-фактором (S*), то есть

. (4)

Если ПЗП загрязнена, то приведенный радиус скважины будет меньше радиуса по долоту, скин-фактор положителен, фактическая продуктивность меньше потенциальной. Если ПЗП имеет лучшие фильтрационные характеристики по сравнению с дальней зоной, то приведённый радиус будет больше радиуса по долоту, скин-фактор станет отрицательным, фактическая продуктивность окажется больше потенциальной. Отметим, что погрешность определения скин-фактора на практике достигает нескольких единиц.

Если устремить приведённый радиус к радиусу контура, то фактическая продуктивность устремится к бесконечности, а скин-фактор – только к -7,6 (–). Хотя для модели бесконечного пласта (бесконечный радиус контура, например, КВД по Хорнеру) теоретически скин-фактор мог бы достигать и более отрицательных значений (но для практики, наверное, такие большие приведенные радиусы бессмысленны).

Таким образом, для модели установившихся отборов (формула Дюпюи с ограниченным контуром питания) теоретический диапазон скин-фактра заключен в интервале от -7,6 до +(плюс бесконечности). Учитывая большую погрешность традиционного определения значения скин-фактора, в качестве нормального скин-фактора следует рекомендовать диапазон -2

studfiles.net

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКИН-ЭФФЕКТА

В предыдущей главе при рассмотрении радиального течения в пористой среде предполагалась однородная проницаемость по нефти по всей зоне дренирования: от внешних границ до вскрытой поверхности забоя скважины. Также подразумевалось, что радиус скважины точно измерен и постоянен по всей эффективной толщине пласта. Снижение проницаемости ПЗП представлено на рис. 2.1.1 Б.

- Добывающие скважины:

· проникновение бурового раствора и блокировка поровых каналов;

· набухание глин при контакте с фильтратом бурового раствора;

· химическое осаждение - например, выпадение СаСОз и BaS04;

· продвижение песчаных частиц к стволу скважины;

· сжатие породы;

· повреждение породы при перфорации;

· отклонение от ламинарного течения (в основном в газовых скважинах).

-Нагнетательные скважины:

· закупорка пласта из-за наличия твердых частиц в закачиваемой жидкости;

· изменение глин при контакте с закачиваемой жидкостью;

· несовместимость закачиваемой жидкости с пластовым флюидом.

Конечно, существует ряд методов интенсификации притока, увеличивающих проницаемость ПЗП (рис. 2.1.1 Б):

· соляно-кислотная обработка;

· гидроразрыв пласта.

Типовые значения скин-фактора:

S < 0 интенсификация притока, S > 0 загрязнение ПЗП,

S ~ -3 предел для кислотной обработки, S ~ 1-2 умеренные загрязнение ПЗП

S - -4 хороший ГРП, S ~ 5 серьезные загрязнение ПЗП,

S - -5.5 нижний предел, S > 10 механические проблемы.

Один из методов количественной оценки загрязнения ПЗП - это учет падения давления непосредственно у стенок скважины в дополнение к перепаду, вызванному радиальным притоком к скважине. Предполагается, что дополнительный перепад давлений («скин-эффект») происходит в зоне пренебрежимо малой толщины вокруг скважины, где проницаемость ухудшилась (рис. 2.1.2).

В соответствии с этим предположением забойное давление в скважине со скин-эффектом определяется как pwf = pw + DрS, где падение давления в скин-зоне DрS является функцией дебита в пластовых условиях , вязкости флюида и физических характеристик скин-зоны (rs, kS), pw - забойное давление для однородной (k = const) радиальной модели пласта.

Безразмерный перепад давлений, характеризующий скин-эффект, называется скин-фактором (Van Everdingen и Hurst) и определяется выражением:

(2.1.1)

Отрицательные значения скин-фактора соответствуют случаям, когда проницаемость ПЗП по каким-либо причинам (интенсификация скважины) стала выше общей проницаемости пласта, и количественно характеризуют интенсификацию притока к скважине.

Если использовать раствор на нефтяной основе и перфорацию выполнять на депрессии, то можно получить отрицательный скин -1.

Предыдущая12345678910111213141516Следующая

Дата добавления: 2015-12-01; просмотров: 3930; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ПОСМОТРЕТЬ ЕЩЕ:

helpiks.org

Скин-фактор - презентация онлайн

Повреждения при закачке Повреждения в результате добычи Модель скин-эффекта Хорнер выразил скин-фактор через дополнительное падение давления в результате повреждения: Скин-фактор и свойства призабойной зоны Эффективный радиус скважины Минимальный скин-фактор (максимально отрицательный скин-фактор) достигается при условии rwd = rе , где rwd - эффективный радиус Геометрические скин-факторы Геометрические скин-факторы Геометрические скин-факторы Геометрические скин-факторы Скин-фактор и порванные пласты Упражнение: расчет скин - фактора Пример диапазона значений скина Гидравлический разрыв Гидравлический разрыв Причины проведения ГРП Скин – фактор после ГРП Расчет скин – фактора после ГРП по корреляционной зависимости для месторождений России Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторождений России Расчет скин-фактора Упражнение : расчет скин - фактора Гидравлический разрыв Увеличение добычи после ГРП для различных длин трещин Выводы из статьи «Большие дебиты после эффективного ГРП в России» (Джо Мак - ЮКОС, Дон Уолкотт - ЮКОС, Михаил Холодов – ЮКОС): Корреляция Пратса Влияние контура питания на значения минимально возможного скина Форм-факторы Форм-факторы Форм-факторы Форм-факторы Отношения форм-факторов Форм-факторы Упражнение Порядок расчета форм - фактора

Скин - фактор Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны: 1) Кольматирование буровым раствором; 2) Осаждение солей из-за несовместимости пластовой и нагнетаемой воды. 3) Разрушения естественного цемента пласта и вынос его в призабойную зону. 4) Гидроразрыв пласта. 5) Проведение кислотных обработок 6) ТорпедированиеПовреждения, 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.“Зашламо ванная” вода Несовместимая вода •Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут закупорить отверстия перфораций. •Закачиваемая вода может быть несовместимой с пластовой водой – может вызвать образование осадков и закупорить отверстия перфораций. •Закачиваемая вода может оказаться несовместимой с глинистыми минералами пласта; вода может дестабилизировать некоторые глины, вызывая движение мелких частиц и закупоривая отверстии перфораций.pwf < pb p r > pb •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.St = rw rd Pwf S < 0 P’wf Pwf Kh 18,4 q µo Bo P skin Pr kd kr h S>0 Cкин-фактор – безрамерная величина, связывающая изменение давления в прискважинной зоне, дебит и гидропроводность породыPskin = 0.87 m St = (P’wf – Pwf) где m – наклон полулогарифмической прямой Хорнера, St – суммарный скин-эффект St = Pskin / 0.87 m = (P’wf – Pwf) / 0.87 m Профиль пластового давления давление, атм 200 Log (r) 150 P’wf 100 Pskin Pwf 50 0,1 1 10 100 Расстояние от центра скважины, м 1000St – суммарный скин-эффект - совокупность скинэффектов, возникших по различным причинам: St = Sd + Sp + Spp + Sturb + So + Ss + … Sd – 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 стимуляции (-) Скин-эффект вследствие повреждения породы Sd в лучшем случае может быть уменьшен до нуля (например - кислотной обработкой). Отрицательный скин возникает вследствие образования трещин (гидроразрыв).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. Призабойная kr rd sd 1 ln kd rw Объем пласта зона kr kd h rw kr – проницаемость коллектора kd – проницаемость измененной зоны rd – радиус измененной зоны rw – радиус скважины rd Если kd < kr (повреждение), скин-фактор является положительным. Если kd > kr (интенсификация), скин-фактор является отрицательным. Если kd = kr, скин-фактор равен 0.Если проницаемость в зоне изменения kd намного выше, чем проницаемость пласта kr, то скважина будет вести себя как скважина с вероятным радиусом rwd - эффективный радиус скважины. rwd может быть вычислен на основе реального радиуса и скин-фактора: rwd s ln r w rw rwd h kd kr rwd rwe sскважины rе - радиус зоны дренирования smin Пример: smin re ln rw re 250 ln ln 7.8 0.1 rw Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона уменьшенной проницаемости. Sp – скин-фактор, учитывающий геометрию перфорации (+) Уплотненная зона Стремление жидкости к перфорациямЧастичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация только участка продуктивного слоя пласта, Spp – скин-фактор, учитывающий несовершенство вскрытия (+) hp hКогда скважина входит под углом более, чем 90о, в контакте с пластом находится больший участок поверхности скважины. S - скин-фактор вследствие наклона скважины (-) s sd s h sec hВ результате гидроразрыва пласта (ГРП) между скважиной и пластом создается зона высокой проводимости. Ss – скин- эффект, возникающий вследствие стимуляции (-) Xf полудлина трещины Pwf P’wf S10) Ограниченная проводимость (FCD>>>> td=5); (Fcd=10>>>>> td=3); (ect) cp 180 ft wf = 54.9 meters 0.394 inches 0.0328 feet 10.00 mm kf = 500000 md re= 1500 ft 500 meters rw = 0.329 ft 0.100 meters tpDA = 0.12 tpss (time to reach pss)= tprf(time to reach prf)= t, days td 1.0 0.58130 5.0 2.90652 15.0 8.71955 30.0 17.439098 45.0 26.158647 45.04 26.17995 45.04 days 4.52 days 1081 hours 108.4 hours Pd (from table 1) skin Rw' 2.968 -4.71 36.43Данные по скважине 6186 Приобского месторождения, пласт А11 1. Даны параметры ГРП: Проницаемость проппанта kf = 430 Д k = 7,8 мД Проницаемость пласта Эффективная толщина пласта h = 19.8 м. Полудлина трещины Ширина трещины xf = 60 м wf = 0.008 м 2. Даны параметры скважины: Вязкость нефти Коэффициент сжимаемости Пористость Радиус контура дренирования Радиус скважины µ = 1,36 сПз Ct = 0,000294 атм-1 = 0,15 re = 500 м rw = 0,1 м 3. Вычислить безразмерную проводимость трещины, оценить является ли проводимость трещины ограниченной или неограниченной. 4. Вычислить скин – фактор.В пластах с низкой проницаемостью, к 50 мД Требуются высокопроводимые короткие трещины – Более высокий показатель проводимости способствует росту добычи – Стимуляция призабойной зоны В пластах со средней проницаемостью, 1< к < 50 мД – Требуется очень высокая проводимость трещины ГРП более 4-5 тысяч мД·мВысокопроницаемые Пласты Низкопроницаемые Пласты 100% 90% Степень Увеличения Добычи 14 12 6 80% 70% 60% X f 50% r 40% e 30% 4 20% 10% 10 8 2 10 2 10 3 10 4 5 10 Относительная проводимость Теоретически Скин-фактор достигает - 8 10 61. В то время как дебит типичной сибирской скважины 5 мД при умеренном скине составляет ~ 20 м3/сут, эта же скважина, эффективно простимулированная, даст до 175 м3/сут в зависимости от забойного давления, создаваемого системой мехдобычи. 2. На скважинах с проницаемостями от 20 до 50 мД после эффективного ГРП и с соответствующей системой мехдобычи можно ожидать дебиты от 500 до 1200 м3/сут. 3. При проницаемости пласта более 5 мД в России проводимость трещины kfwf ГРП должна быть не меньше 1500 мД*м. 4. Традиционные ГРП неэффективны на средних проницаемостях российских коллекторов. С особым вниманием надо следить за тем, чтобы в Россию не просочились низкопроницаемые работы ГРП из Северной Америки.5. Остаточный скин, создаваемый в результате проведения ГРП, рассчитывается путем определения pD по типовым кривым в момент достижения псевдоустановившегося режима. 6. Необходимы ГРП на основе технологии концевого экранирования. Требуется очень высокая проводимость трещины kfwf ГРП для эффективного проведения работ в пластах средней проницаемости. 7. По окончании периода неустановившегося режима необходимо применять закон Дарси с отрицательным скином для расчета притока. Для расчета притока при давлениях ниже давления насыщения необходимо использовать поправку Вогеля. 8. Каждый ГРП должен рассчитываться индивидуально с использованием конкретных данных со скважины для получения правильной стимуляции. Эффективная геометрия трещин ГРП очень чувствительна к изменениям проницаемости в коллекторах средней проницаемости.• Из графика по вычисленному значению FCD находим отношение rэф xf rэф • Находим скин - фактор S n ( rэф rc )Корреляция Пратса 0 -2 0 500 1000 S -4 -6 -8 -10 r 1500Радиальный пласт q J p pwf 54,32 10 3 kh rk 3 o Bo ln s rc 4 Каково уравнение для нерадиального пласта?форм-фактор по Диетцу q J p pwf 54,32 10 3 kh 1 10.06 A 3 s o Bo ln 2 2 C r 4 Ac форм-фактор по Одеху q J p pwf 54,32 10 3 kh C A Odeh A 3 s o Bo ln 4 r cСкин, вызванный формой пласта и расположением скважины по Феткович-Вьеноту q J p pwf 54,32 10 3 kh rk 3 o Bo ln sCA s rc 4 rk A10.07 10.07 2 CA 2 C A Odeh exp 2sCA C A Odeh sCA 10.07 exp sCA CA 10.07 ln C A Odeh ln C A CA tDA CA tDA 31.6200 0.100 12.9851 0.700 31.6000 0.100 4.5132 0.600 27.6000 0.200 3.3351 0.700 27.100 0.200 21.8369 0.300 21.900 0.400 10.8374 0.400 0.0980 0.900 4.5141 1.500 30.8828 0.100 2.0769 1.700 60° 1/3 1 3 4Скважину пробурили ближе к точке пересечения 2-х разломов, чем к центру пласта. Рисунок показывает расположение скважины на основе обработанных геологических данных. Такое неудачное расположение скважины приведет к низкому дебиту. Скважина Краевая вода Рассчитайте положительный скин-фактор, связанный с неудачным расположением скважиныПорядок расчета форм фактора 1. Находим СА,Оd, соответствующее геометрии контура питания. C A,Od 3,173 CA 2. Вычисляем скин форм – фактора S f n( C A,Od A rc )

ppt-online.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

studfiles.net


Смотрите также