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
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.
 |
Дата добавления: 2015-12-01; просмотров: 3930; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
ПОСМОТРЕТЬ ЕЩЕ:
Скин-фактор - презентация онлайн
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
