Скин эффект в скважине

poznayka.org

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.fandom.com

Скин-эффект — Википедия

Поверхностный эффект, скин-эффект — эффект уменьшения амплитуды электромагнитных волн по мере их проникновения вглубь проводящей среды. В результате этого эффекта, например, переменный ток высокой частоты при протекании по проводнику распределяется не равномерно по сечению, а преимущественно в поверхностном слое.

Физическая картина возникновения[править | править код]

Рассмотрим цилиндрический проводник, по которому течёт ток. Вокруг проводника с током имеется магнитное поле, силовые линии которого являются концентрическими окружностями с центром на оси проводника. В результате увеличения силы тока возрастает индукция магнитного поля, а форма силовых линий при этом остаётся прежней. Поэтому в каждой точке внутри проводника производная ∂B∂t{\displaystyle {\frac {\partial \mathbf {B} }{\partial t}}} направлена по касательной к линии индукции магнитного поля и, следовательно, линии ∂B∂t{\displaystyle {\frac {\partial \mathbf {B} }{\partial t}}} также являются окружностями, совпадающими с линиями индукции магнитного поля. Изменяющееся магнитное поле по закону электромагнитной индукции

rotE=−∂B∂t{\displaystyle \operatorname {rot} \,\mathbf {E} =-{\frac {\partial \mathbf {B} }{\partial t}}}

создаёт электрическое индукционное поле, силовые линии которого представляют замкнутые кривые вокруг линии индукции магнитного поля. Вектор напряжённости индукционного поля в более близких к оси проводника областях направлен противоположно вектору напряжённости электрического поля, создающего ток, а в более дальних — совпадает с ним. В результате плотность тока уменьшается в приосевых областях и увеличивается вблизи поверхности проводника, то есть возникает скин-эффект.

Уравнение, описывающее скин-эффект[править | править код]

Исходим из уравнения Максвелла,

rot⁡B=μj{\displaystyle \operatorname {rot} \mathbf {B} =\mu \mathbf {j} }

и выражения для j{\displaystyle \mathbf {j} } по закону Ома:

j=γE{\displaystyle \mathbf {j} =\gamma \mathbf {E} }

Дифференцируя обе части полученного уравнения по времени, находим:

rot⁡∂B∂t=μγ∂E∂t{\displaystyle \operatorname {rot} {\frac {\partial \mathbf {B} }{\partial t}}=\mu \gamma {\frac {\partial \mathbf {E} }{\partial t}}}

−rot⁡rot⁡E=μγ∂E∂t{\displaystyle -\operatorname {rot} \operatorname {rot} \mathbf {E} =\mu \gamma {\frac {\partial \mathbf {E} }{\partial t}}}.

Поскольку

rot⁡rot⁡E=grad⁡div⁡E−∇2E{\displaystyle \operatorname {rot} \operatorname {rot} \mathbf {E} =\operatorname {grad} \operatorname {div} \mathbf {E} -\nabla ^{2}\mathbf {E} } и div⁡E=0{\displaystyle \operatorname {div} \mathbf {E} =0}

окончательно получаем:

∇2E=μγ∂E∂t{\displaystyle \nabla ^{2}\mathbf {E} =\mu \gamma {\frac {\partial \mathbf {E} }{\partial t}}}.

Для упрощения решения предположим, что ток течёт по однородному бесконечному проводнику, занимающему полупространство y>0 вдоль оси X. Поверхностью проводника является плоскость Y=0. Таким образом,

jx=jx(y,t),jy=jz=0{\displaystyle j_{x}=j_{x}(y,t),\qquad j_{y}=j_{z}=0},

Ex=Ex(y,t),Ey=Ez=0{\displaystyle E_{x}=E_{x}(y,t),\qquad E_{y}=E_{z}=0}.

Тогда

∂2Ex∂y2=μγ∂Ex∂t{\displaystyle {\frac {\partial ^{2}E_{x}}{\partial y^{2}}}=\mu \gamma {\frac {\partial E_{x}}{\partial t}}}.

В этом уравнении все величины гармонически зависят от t, и можно положить:

Ex(y,t)=E0(y)eiωt{\displaystyle E_{x}(y,t)=E_{0}(y)e^{i\omega t}}.

Подставим это в наше уравнение и получим уравнение для E0(y){\displaystyle E_{0}(y)}:

∂2E0∂y2=iγμωE0{\displaystyle {\frac {\partial ^{2}E_{0}}{\partial y^{2}}}=i\gamma \mu \omega E_{0}}.

Общее решение этого уравнения таково:

E0=A1e−ky+A2eky{\displaystyle E_{0}=A_{1}e^{-ky}+A_{2}e^{ky}}.

Учитывая, что k=iγμω=α(1+i){\displaystyle k={\sqrt {i\gamma \mu \omega }}=\alpha (1+i)}, где α=γμω2{\displaystyle \alpha ={\sqrt {\frac {\gamma \mu \omega }{2}}}}, находим

E0=A1e−αye−iαy+A2eαyeiαy{\displaystyle E_{0}=A_{1}e^{-\alpha y}e^{-i\alpha y}+A_{2}e^{\alpha y}e^{i\alpha y}}.

При удалении от поверхности проводника (y→∞{\displaystyle y\rightarrow \infty }) второе слагаемое неограниченно возрастает, что является физически недопустимой ситуацией. Следовательно, A2=0{\displaystyle A_{2}=0} и в качестве физически приемлемого решения остаётся только первое слагаемое. Тогда решение задачи имеет вид:

Ex=A1e−αyei(ωt−αy){\displaystyle E_{x}=A_{1}e^{-\alpha y}e^{i(\omega t-\alpha y)}}.

Взяв действительную часть от этого выражения и перейдя с помощью соотношения j=γE{\displaystyle \mathbf {j} =\gamma \mathbf {E} } к плотности тока, получим

jx(y,t)=A1e−αycos⁡(ωt−αy){\displaystyle j_{x}(y,t)=A_{1}e^{-\alpha y}\cos {(\omega t-\alpha y)}}.

Принимая во внимание, что jx(0,0)=j0{\displaystyle j_{x}(0,0)=j_{0}} — амплитуда плотности тока на поверхности проводника, приходим к следующему распределению объёмной плотности тока в проводнике:

jx(y,t)=j0e−αycos⁡(ωt−αy){\displaystyle j_{x}(y,t)=j_{0}e^{-\alpha y}\cos {(\omega t-\alpha y)}}.

Объёмная плотность тока максимальна у поверхности проводника. При удалении от поверхности она убывает экспоненциально и на глубине Δ{\displaystyle \Delta } становится меньше в е раз (примерно на 70%). Эта глубина называется толщиной скин-слоя и на основании полученного выше равна

Δ=2γμω{\displaystyle \Delta ={\sqrt {\frac {2}{\gamma \mu \omega }}}}.

Очевидно, что при достаточно большой частоте ω{\displaystyle \omega } толщина скин-слоя может быть очень малой. Также из экспоненциального убывания плотности тока следует, что практически весь ток сосредоточен в слое толщиной в несколько Δ{\displaystyle \Delta }, так, уменьшение плотности тока в 100 раз происходит на глубине ≈4,6Δ{\displaystyle \approx 4,6\Delta }, если общая толщина проводника многократно превышает толщину скин-слоя. В качестве примера приведём зависимость глубины скин-слоя от частоты для медного проводника:

Если проводник имеет ферромагнитные свойства, то толщина скин-слоя будет во много раз меньше. Например, для стали (μ{\displaystyle \mu }=1000) Δ{\displaystyle \Delta }=0.74 мм. Это имеет значение, например, при электрификации железных дорог, поскольку там стальные рельсы используются в качестве обратного провода.

Для расчёта толщины скин-слоя в металле (приближённо) можно использовать следующие эмпирические формулы:

Δ=c2ε0ωμmρ{\displaystyle \Delta =c{\sqrt {2{\frac {\varepsilon _{0}}{\omega \mu _{m}}}\rho }}}.

Здесь ε0{\displaystyle \varepsilon _{0}} = 8,85419⋅10⁻¹² Ф/м — электрическая постоянная, ρ{\displaystyle \rho } — удельное сопротивление, c — скорость света, μm{\displaystyle \mu _{m}} — относительная магнитная проницаемость (близка к единице для пара- и диамагнетиков — меди, серебра, и т. п.), ω=2π⋅f{\displaystyle \omega =2\pi \cdot f}. Все величины выражены в системе СИ.

Δ=503ρμmf{\displaystyle \Delta =503{\sqrt {\frac {\rho }{\mu _{m}f}}}},

ρ{\displaystyle \rho } — удельное сопротивление, μm{\displaystyle \mu _{m}} — относительная магнитная проницаемость, f{\displaystyle f} — частота.

Изложенная теория справедлива лишь при условии, что толщина скин-слоя много больше средней длины свободного пробега электронов, так как мы предполагаем, что при своём движении электрон непрерывно теряет энергию на преодоление омического сопротивления проводника, в результате чего происходит выделение джоулевой теплоты. Такое соотношение справедливо в весьма широких пределах, однако даже при комнатной температуре длина свободного пробега электрона для металлов сопоставима с глубиной скин-слоя — что говорит об аномальном характере эффекта. При очень низкой температуре ситуация только усугубляется^[1]: проводимость сильно повышается, а следовательно, увеличивается длина свободного пробега и уменьшается толщина скин-слоя. При этих условиях механизм, приводящий к образованию скин-эффекта, уже не действует. Эффективная толщина слоя, в котором сосредоточен ток, изменяется. Такое явление называется аномальным скин-эффектом.

На скин-эффекте основано действие взрывомагнитных генераторов (ВМГ), взрывомагнитных генераторов частоты (ВМГЧ) и в частности ударно-волновых излучателей (УВИ).

Благодаря скин-эффекту на высоких частотах теплота выделяется преимущественно в поверхностном слое. Это позволяет раскалить проводник в тонком поверхностном слое без существенного изменения температуры внутренних областей. Данное явление используется в важном, с промышленной точки зрения, методе поверхностной закалки металлов.

Учёт эффекта в технике и борьба с ним[править | править код]

Скин-эффект проявляется всё более явно с увеличением частоты переменного тока, что заставляет учитывать его при конструировании и расчётах электрических схем, работающих с переменным и импульсным током. В связи с тем, что ток высокой частоты течёт по тонкому поверхностному слою проводника, активное сопротивление проводника значительно возрастает, что приводит к быстрому затуханию колебаний высокой частоты. Скин-эффект значительно влияет на характеристики катушек индуктивности и колебательных контуров, такие как добротность, на затухание в линиях передачи, на характеристики фильтров, на расчёты тепловых потерь и КПД, на выбор сечений проводников.

Для уменьшения влияния скин-эффекта применяют проводники различного сечения: плоские (в виде лент), трубчатые (полые внутри), наносят на поверхность проводника слой металла с более низким удельным сопротивлением. Серебро обладает наибольшей удельной проводимостью среди всех металлов, и тонкий его слой, в котором из-за скин-эффекта и протекает бо́льшая часть тока, оказывает заметное влияние (до 10 %) на активное сопротивление проводника. Кроме того, слой сульфида, образующийся на поверхности серебра, не проводит ток и не участвует в скин-эффекте, в отличие от слоя окиси-закиси на поверхности меди, обладающего заметной проводимостью, вдобавок ещё и со свойствами полупроводника, и вносящего дополнительные потери на высоких частотах. Также применяется и покрытие золотом, у которого слой окислов отсутствует вовсе. Напротив, покрытие никелем, оловом или оловянно-свинцовым припоем способно значительно, в несколько раз увеличить сопротивление медных проводников на высоких частотах.

Так, в ВЧ аппаратуре используют катушки индуктивности из посеребрённого провода, серебрят печатные и проволочные проводники, поверхности экранов и обкладки конденсаторов, в высоковольтных линиях электропередач применяют провод в медной либо алюминиевой оболочке со стальным сердечником, в высокомощных генераторах переменного тока обмотка изготавливается из трубок, по которым для охлаждения циркулирует сжиженный водород или дистиллированная вода. Также с целью подавления скин-эффекта используют систему из нескольких переплетённых и изолированных проводов — литцендрат. При передаче больших мощностей на значительные расстояние применяются линии постоянного тока — HVDC, который не подвержен воздействию скин-эффекта.

Покрытие серебром также применяется в сверхвысокочастотном оборудовании, использующем колебательные контуры особой формы: объёмные резонаторы и специфические линии передач — волноводы. Кроме того, на таких частотах особое внимание приходится уделять снижению шероховатости поверхности с целью уменьшения длины пути протекания тока.

1. ↑ Сивухин Д. В. Общий курс физики. Том 4. Оптика. — 1980. — С. 454.

• А. Н. Матвеев. Параграф 53 // Электричество и магнетизм. — М.: Высшая школа, 1983. — 463 с.
• A. A. Власов. Глава VI. Параграф 5 // Макроскопическая электродинамика. — 2-е изд.. — М.: Наука, 2005.

ru.wikipedia.org

Определение скин-эффекта нефтеразведочных скважин по притокам на установившихся режимах Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ИЗВЕСТИЯ

ТОМСКОГО ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА им. С. М. КИРОВА

Том 287 1977

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКИН-ЭФФЕКТА НЕФТЕРАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН ПО ПРИТОКАМ НА УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ

Л. л. ПУХЛЯКОВ (ПРЕДСТАВЛЕНА КАФЕДРОЙ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ)

Долгое время существовало мнение, что в процессе бурения вокруг стенок скважин образуется тонкий слой заглинизированных пород, который среди американских авторов получил наименование скнн [6]. В отечественной литературе этот слой называют глинистой коркой. Однако позже было установлено, что по наиболее крупных порам глинистый раствор проникает в пласт на значительные расстояния. Особенно интересно это проникновение идет тогда, когда за счет отбора из пласта жидкости пластовое давление оказывается пониженным. Так, в тридцатые—сороковые годы, когда в нашей стране внедрялось роторное бурение, при проходке эксплуатирующихся пластов в бурящихся скважинах происходили катастрофические поглощения глинистого раствора. Одновременно прекращалось поступление нефти в соседние работающие скважины. Происходило это вследствие глинизации пластов.

Для оценки степени изменения пласта за счет глинизации М. Хоу-кинс [5] предложил пользоваться следующей формулой

-О 1п-~-, (1)

бгл

где 5 — скин-эффект, то есть эффект всей заглинизированной зоны (безразмерная величина), кгл—проницаемость заглинизированной зоны в дарси или миллидарси, кпз—проницаемость незаглинизированной зоны в тех же единицах, — радиус заглинизированной зоны в см и гск — радиус скважины перед спуском обсадной колонны — половина диаметра долота в см.

Болыпивство авторов, например К. Гетлин [1], Б. А. Лысов [2] и др. для определения скин-эффекта рекомендуют пользоваться результатами исследования скважин на неустановившихся режимах. Можно для этого воспользоваться результатами исследования скважин и на установившихся режимах.

В основе излагаемого метода лежит новая формула для определения радиуса влияния скважины

____2^1_

1п^—1п(Гск+г/+Гот) пНт^Р* ' ^

где — радиус влияния скважины в см, гск—радиус скважины перед спуском обсадной колонны в см, гох — радиус влияния отверстий, или половина среднего расстояния между соседними отверстиями в фильтре

скважины в см, у — глубина канала при отверстии в см, У\ — объем жидкости, отработанной из пласта в процессе испытания скважины на первом режиме в см3, Н — мощность пласта в см, ш — пористость пласта в долях единицы, |3 — сжимаемость нефти в 1/ат и АР ^ — депрессия на пласт на внешней границе зоны влияния отверстий на первом режиме. Методики определения каждого из этих параметров изложены в статьях [3, 4] и здесь не приводятся.

После определения радиуса влияния скважины на первом режиме, определяется пьезопроводность пласта, а затем радиусы влияния ее на других режимах. Но теперь расчет ведется по формуле

Я2 = 2,24Ш, (3)

где % — пьезопроводность пласта в см2/сек и ^ — суммарное время работы скважины в процессе ее испытания в сек.

Затем в соответствии с упомянутыми методиками определяются эффективные проницаемости пласта на различных режимах к\, и т. д. а также проницаемость в незаглинизированной части пласта ктя по кер* ну — проницаемость пласта в заглинизированной части £гл. Полученные данные подставляются в формулу

1га>- а_____**

Огл= Г I -

К НЗ-л-гл

где йтл— геометрическая характеристика заглинизированной зоны в 1 ¡см и 2(31— сумма геометрических характеристик на первом режиме в тех же единицах.

По скважине 123 Оленьего нефтяного месторождения получены следующие данные: радиус влияния скважины на первом- режиме 6979 см, геометрическая характеристика зоны плоскорадиального потока 0,0439 1/см, сумма геометрических характеристик по скважине в целом на этом режиме 1,4073 1/см, эффективная проницаемость на этом режиме 7,691 миллидарси, проницаемость в заглинизированной части пласта 6,5 миллидарси и проницаемость в незаглинизированной части пласта 217,9 миллидарси. Подставляя все это в формулу (4), получаем

1,4073-(217,9—7,691) °гл =--217,9—6,5-- = 1,3994 {¡CM. (5)

Недостаток полученной величины до 1,4073 составляет 0,0079 1 ¡см, что меньше геометрической характеристики зоны плоскорадиального потока (0,0439) на 0,0360 1 ¡см. Эта величина подставляется в формулу для определения радиуса зоны глинизации

Ов = -гг\п --, (6)

11 "max

где G л1 —геометрическая характеристика заглинизированной части зоны плоскорадиального потока в 1 ¡см, п — число отверстий в пределах фильтра скважины (безразмерная величина), Я —мощность пласта в см и бшах— максимальная компонента неполноты перфорации, равная в рассматриваемом случае 1800 см. Подставляя эти величины в формулу (6), получаем

0,0360 =

120 3700

In

Rrn

1800

(7)

откуда

1 *гл 0,0360-3700

1П 1800 ^ 120 ' (8)

Производя в этом выражении соответствующие преобразования, находим, что в рассматриваемом случае радиус зоны глинизации оказался равным 5461 см.

Наконец, подставляя найденную величину и другие приведенные

выше данные в формулу Хоукинса, получаем

S= ~1) = (33>5~1) 1п 574>2 = 206Д (9)

Это и будет скин-эффект скважины 123 Оленьего нефтяного месторождения для скважины 125 этот параметр оказался равным 38,0 и для скважины 129—393.

ЛИТЕРАТУРА

1. К. Г с т л и н. Бурение и заканчивание скважин (перев. с англ.). М., Гостоптех-издат, 1963.

2. Б. А. Лысо в. Некоторые принципы и вопросы методики гидрдинамических расчетов при кислотной обработке пласта. Информационный сборник трудов вычислительного центра Иркутского государственного университета, вып. 4. «Количественные методы геолого-геометрических и нефтепромысловых исследований в Приленском районе Сибирской платформы». Иркутск, 1971.

3. Л. А. Пухляков. Определение проницаемости пласта Ю-1 Оленьевого нефтяного месторождения по притокам на установившихся режимах. Известия ТПИ, т. 288, 1976.

4. Л. А. Пухляков. О гидродинамическом несовершенстве скважин, связанном с неполнотой их перфорации. Известия ТПИ, т. 281, 1976.

5. М. F. Hawkins. A Note on the Skin Effect. Journall of Petroleum Technology. № 12, 1956.

6. W. Hurst. Establishment of the Skin Effect and its impediment to Fluid Flow into a Well Bore. The Petroleum Engineer Oct. 1953.

cyberleninka.ru

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

1 Газпром нефть. Скин-фактор. Различные режимы притока.

Описание презентации 1 Газпром нефть. Скин-фактор. Различные режимы притока. по слайдам

1 Газпром нефть. Скин-фактор. Различные режимы притока. Уравнение притока.

2 Газпром нефть. Повторение

3 Газпром нефть. Повторение (лекция 8 за 10 класс) Линейная форма закона Дарси – объемная скорость потока, см 3 /сек; – площадь поперечного сечения (перпендикулярно потоку), см 2 ; – вязкость флюида, с. П; — перепад давления на единицу длины (градиент), атм/см; – проницаемость, Д — давление на границе пласта (на расстоянии от скважины) или на границе зоны дренирования скважины, атм; — забойное давление в скважине, атм; – дебит скважины в пластовых условиях, м 3 /сут; – вязкость, с. Пз; – проницаемость, м. Д; — продуктивная толщина пласта, м; — радиус скважины, м; — расстояние от скважины до границы пласта или до границы зоны дренирования скважины, м Формула Дюпюи

4 Газпром нефть. Скин — фактор В случае наличия скин — эффекта формула Дюпюи выглядит так

5 Газпром нефть. Модель скин-эффекта Скин-эффект – дополнительное падение давления за счет изменения проницаемости призабойной зоны. Cкин-фактор – безрамерная величина, связывающая изменение давления в прискважинной зоне, дебит и гидропроводность породы. ∆ P skin =P’ wf – P wf. S = P skin. Kh 18, 4 q µ o B o

6 Газпром нефть. Причины, связанные с изменением фильтрационных свойств призабойной зоны: 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 6. Возникновение уплотненной зоны меньшей проницаемости при перфорации Другие причины: 7. Частичное вскрытие пласта 8. Отклонение скважины от вертикали. Причины возникновения скин — эффекта

7 Газпром нефть. Причины возникновения скин – эффекта. Влияние бурового раствора. Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора в пласт • Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в призабойной зоне.

8 Газпром нефть. Причины возникновения скин – эффекта. Влияние закачки. 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.

9 Газпром нефть. Причины возникновения скин – эффекта. Влияние процесса добычи. 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.

10 Газпром нефть. Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона уменьшенной проницаемости. S p – скин-фактор, учитывающий геометрию перфорации (+)Причины возникновения скин – эффекта. Влияние перфорации.

11 Газпром нефть. Причины возникновения скин – эффекта. Влияние частичного вскрытия. S pp скин-фактор за счет частичного вскрытия (+) В результате перфорации пласт вскрыт не полностью. Из всей толщины h работает лишь h w.

12 Газпром нефть. По сравнению с вертикальной скважиной продуктивность наклонно-направленной скважины оказывается выше за счет увеличения площади поверхности, доступной для притока пластового флюида. Этот эффект учитывают с помощью введения геометрического скин-фактора S <0. Причины возникновения скин – эффекта. Влияние отклонения скважины от вертикали.

13 Газпром нефть. S – суммарный скин-эффект – совокупность скин-эффектов, возникших по различным причинам: S = S d + S pp + S sz + S + S f + … S d – механический скин-фактор, возникающий за счет изменения фильтрационных свойств в призабойной области вокруг скважины, которое происходит, например, вследствие кольматации бурового раствора в пласт (+) S p – скин-фактор за счет перфорации. Возникает из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия и отражает влияние на продуктивность обсаженной скважины эффект создания перфорационных каналов, по которым осуществляется приток флюида из продуктивного пласта в ствол скважины (+) S pp – скин-фактор за счет частичного вскрытия. Возникает из-за несовершенства скважины по степени вскрытия (то есть за счет неполного вскрытия стволом скважины всей мощности продуктивного пласта) (+) S sz – скин-фактор за счет образования зоны разрушения. Возникает из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия и отражает влияние на продуктивность обсаженной скважины эффекта уплотнения породы в области вокруг перфорационных каналов (+) S – геометрический скин-фактор, возникающий за счет отклонения ствола скважины от вертикали (-) S f – скин-фактор, возникающий за счет создания трещин гидравлического разрыва пласта (ГРП) (-) …Суммарный скин-фактор

14 Газпром нефтьk – проницаемость коллектора k d – проницаемость измененной зоны r d – радиус измененной зоны r w – радиус скважины. Объем пласта h r w k d r d k. 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 d k (интенсификация), скин-фактор является отрицательным. Если k d = k, скин-фактор равен 0. Скин-фактор. Формула Хокинса. Посмотреть вывод формулы w d d d r r k k sln

15 Газпром нефть. В процессе глушения скважины, отфильтровавшаяся в призабойную зону жидкость, изменила проницаемость со 100 м. Д до 60 м. Д в радиусе 0, 6 м. Радиус скважины – 0, 108 м. Для очистки призабойной зоны применили кислотную обработку при этом проницаемость восстановилась до 80% от исходной. Вычислить скин – фактор до и после очистки призабойной зоны. Задача

16 Газпром нефтьk – проницаемость коллектора kd – проницаемость измененной зоны r d – радиус измененной зоны r w – радиус скважины. Решение Объем пласта h r w k d r d k. Призабойная зона w d d d r r k k sln 1 14 3. 1 108. 0 6. 0 l n 1 60 100 l n 1 w d d d r r k k s 4 29. 0 108. 0 6. 0 l n 1 80 100 l n 1 w d d d r r k k s

17 Газпром нефть. Формула Дюпюи с учетом скин-фактора S=S d +S pp +S sz +S q + S f +… – давление на границе пласта (на расстоянии от скважины) или на границе зоны дренирования скважины, атм; – среднее пластовое давление, атм; – забойное давление в скважине, атм; – дебит скважины в пластовых условиях, м 3 /сут; – вязкость, с. Пз; – проницаемость, м. Д; – продуктивная толщина пласта, м; – радиус скважины, м; – расстояние от скважины до границы пласта или до границы зоны дренирования скважины, м; – скин-фактор, безразмерный.

18 Газпром нефть. Эффективный радиус скважины Если проницаемость в зоне изменения k d намного выше, чем проницаемость пласта k r , то скважина будет вести себя как скважина с вероятным радиусом r wd — эффективный радиус скважины. r wd может быть вычислен на основе реального радиуса и скин-фактора: w wd r r Sln S wwderr

19 Газпром нефть Минимальный скин-фактор Пример : (максимально отрицательный скин-фактор) достигается при условии r wd = r е , где r wd — эффективный радиус скважины r е — радиус зоны дренирования w e r r Slnmin 8. 7 108. 0 250 lnlnmin w e r r S

20 Газпром нефть. Различные режимы притока

21 Газпром нефть. Давление. Расстояние от скважины. Линейная модель коллектора Профиль давления Режимы притока

22 Газпром нефть. Поток, определяемый граничными эффектами “ волна давления достигла всех границ” — дебит при постоянном забойном давлении снижается при истощении пласта. Псевдоустановившийся “ волна давления достигла всех границ пласта” – замкнутый коллектор, постоянный дебит — забойное давление снижается при снижении давления на контуре. Установившийся “ пластовые давления не меняются” — поддержание пластового давления, т. е. волна давления достигла, по крайней мере, одной границы пласта. Неустановившийся “ волна депрессии на пласт еще не достигла границ пласта” r r e P wf истощение. Типы потока в пласте P wf

23 Газпром нефть. Переходный После переходный Псевдоустановившийся / установившийся Время 0 P i. З аб о йное д авл ение Д еб ит q. Режимы притока const. P t P e , 0 ), ( trf. P trf t P err r P const t P ,

24 Газпром нефть. Уравнения притока Коэффициент продуктивности ф – пористость С t – сжимаемость, 1/атм атмсут м PP q PI wf *,

25 Газпром нефть « Расчёт стационарного дебита скважины, расположенной в центре круговой зоны дренирования » Пусть: Найдите дебит скважины при S=0 и при S=2 Задача 13. 1 100100 25025010 20 5. 1 1. 0160 B атмбар. P мh м. Дk см. Пс. П м. R we we

26 Газпром нефть Решение? 2)2 0)1 13. 1 100100 250250 10 20 5. 1 1. 0 160 q Найти S S B атмбар. P мh м. Дk см. Пс. Пз м. R w e

27 Газпром нефть • Что такое скин-эффект и скин-фактор? • Причины возникновения скин-эффекта • Как учесть влияние сразу нескольких скин-эффектов? • Формула Хокинса • Формула Дюпюи с учетом скин-фактора • Как скин-фактор влияет на дебит скважины? • Какие значения может принимать скин-фактор? • Что такое эффективный радиус скважины? Для чего он нужен? • Три режима притока к скважине. Чем отличаются? • Уравнение притока (дебита) для различных режимов. После этой лекции я должен знать

28 Газпром нефть. Дополнительные слайды

29 Газпром нефть. Вывод формулы Хокинса Введем обозначения — скин-фактор, то формула Дюпюи может быть записана в виде: Скин-фактор. Вывод формулы Хокинса. Вернуться к презентации)(4 1, 18 w d dd eскинначобщr rn hk Bq r rn kh Bq. РРP ))(1)(1(4 1, 18 w d dd e r rn kh Bq ))()((4 1, 18 w d dd e r rn k k r rn hk Bq ))()(( w d dw d d e r r n k k r r n. А ))()1()(( w d dw e r r n k k r r n. А S r rn k k w d d )()1( )( ))((41, 18 we w e PP S r rn. B khq

present5.com

Поверхностный (скин-эффект) в проводнике

Каждый опытный электротехник знает, что распределение плотности тока в проводнике нелинейно. Чем ближе к центральной оси, тем меньше амплитуда сигнала. При высокой частоте для корректного расчета вполне достаточно учитывать прохождение волн через определенный поверхностный слой. Это явление, скин эффект, способно выполнять полезные функции. Для успешного применения на практике, кроме общей теории, нужно изучить методику вычислений.

На основе скин эффекта создают экономичные системы обогрева трубопроводов

Объяснение поверхностного эффекта

Следует подчеркнуть одинаковую плотность тока при подключении проводника к источнику питания с постоянным напряжением. Однако ситуация изменяется при прохождении волнового сигнала.

Распределение плотности тока в проводнике

Физическая картина возникновения

Для объяснения причин явления можно использовать вторую часть пояснительной картинки выше. В графической форме показаны силовые воздействия, которые образуются переменным полем. Электрическая составляющая (Е) направлена противоположно току (I), что объясняет возникающее сопротивление и соответствующее уменьшение амплитуды. По мере приближения к поверхности будет проявляться обратный эффект. Он вызван совпадением векторов напряженностей.

Уравнение, описывающее скин-эффект

Для выражения амплитуды через плотность тока берут определяющие соотношения из классических уравнений закона Ома и формул Максвелла.  Дифференциалом по заданному временному интервалу можно вычислить значения магнитной и электрической компонент поля. В упрощенном виде рассматривают бесконечный проводящий образец, созданный из однородного материала.

Формула определения частоты среза диаметра проводника

Для практических вычислений отдельными незначительными факторами пренебрегают. Например, чтобы определить частоту среза (Fср), цепь радиотехнического устройства рассчитывают по диаметру (D) соответствующего проводника. В формулу добавляют важнейшую характеристику определенного материала – удельное сопротивление (Rу) или проводимость (Sу). Зависимость отмеченных параметров показывает следующее выражение:

Fср = 4/ (π*μ*Sу*D2),

где μ – постоянная величина (μ = 4* Sу*10-7 Генри на метр).

Глубина проникновения

Аналогичным образом, в упрощенном виде, можно рассчитать критичное расстояние от поверхности. Подразумевается, что в соответствующей области плотность тока уменьшается до минимальной значимой величины (-8,69 дБ, по сравнению с номиналом). Этот параметр (Dпр) называют глубиной проникновения. Для вычислений применяют формулу:

Dпр = √( Sу/( π*μ*f)), где f – частота сигнала.

Толщина скин-слоя

Из рассмотренного в предыдущем разделе определения понятна обратная зависимость плотности тока от частоты сигнала. Следующая таблица демонстрирует наглядно «активный» слой медного проводника. При многократном уменьшении энергетического потока в глубине на определенном уровне нецелесообразно применение толстых линий электропередач.

В первых двух столбцах приведены значения для стандартных сетей переменного тока. Эти данные демонстрируют, что сравнительно незначительное изменение частоты (10 Гц) делает бесполезным 1,62 мм диаметра проводника (медь). Нетрудно вычислить значительную экономию при создании длинной линии после соответствующей оптимизации параметров сигнала. Следует не забывать, что каждый металл отличается глубиной эффективного слоя. Какой выбрать вариант, будет понятно после тщательного изучения целевого назначения конструкции.

Аномальный скин-эффект

Внимательное изучение явления позволяет сделать несколько важных выводов. Как показано на конкретных примерах, скин слой отличается небольшой глубиной. Однако соответствующее расстояние намного меньше средних значений свободного пробега заряженных частиц. Следует не забывать, что на соответствующее перемещение нужно затратить определенную энергию. Преодоление электрического сопротивления материала сопровождается нагревом.

Если снижать температуру, проводимость увеличится. Одновременно станет больше свободный пробег, и уменьшится толщина рассматриваемой части проводника. При определенном уровне стандартный механизм волновых взаимодействий станет ничтожным. Аномальный скин эффект – это изменение размеров слоя, в котором обеспечивается достаточно высокая для практического использования плотность тока.

Применение

Поверхностный эффект позволяет обеспечить локальный нагрев части проводника при пропускании переменного тока. Этот принцип используют, чтобы обогреть трубопровод в зимний период. Правильное применение технологии подразумевает следующие преимущества:

• отсутствие сопроводительных контрольных и функциональных устройств;
• практически неограниченная длина трассы;
• возможность безопасного применения высоких температур.

Частотное распределение плотности токов используют для передачи информационных сигналов по силовым линиям электропередач. При достаточном уменьшении длины волны близость центральной части проводника не будет помехой. Модулированная СВЧ составляющая проходит в поверхностном слое. Для создания пакетов данных и расшифровки применяют специальные кодирующие (декодирующие) устройства.

К сведению. Подобные механизмы используют в нефтяной отрасли для оценки продуктивности скважины. Скин фактор определяет сопротивление перемещению жидкости в близкой технологическому отверстию области пласта. По этому параметру делают оценку реального объема добычи, по сравнению с идеальными условиями.

Учёт эффекта в технике и борьба с ним

Это явление оказывает заметное влияние по мере увеличения частоты сигнала. Следует учитывать скин эффект при проектировании схем с переменными (импульсными) токами. В частности, делают коррекцию расчета катушки фильтра, колебательного контура, трансформатора.

Типовые способы решения обозначенных проблем:

• уменьшение толщины проводника;
• создание полых конструкций;
• образование поверхностного слоя из металла с лучшей проводимостью;
• устранение неровностей;
• плетение из нескольких изолированных жил.

К сведению. Радикальное устранение вредных явлений организуют с помощью передачи электроэнергии постоянным током.

Способы подавления скин эффекта

Перечисленные методики имеют особое значение при работе с высокочастотными радиосигналами. В частности, для улучшения проводимости поверхностный слой создают из серебра, платины, других благородных металлов. Следующие рекомендации применяют на практике при создании качественной аудио аппаратуры:

• для пропускания сигналов используют тонкие (0,25-0,35 мм) жилы;
• плетением кабеля устраняют значительные искажения силовых линий магнитного поля;
• надежной изоляцией предотвращают окисление меди;
• проверяют наличие поблизости других линий, способных оказывать вредное взаимное влияние.

Оптоволоконная линия связи

При переходе в СВЧ диапазон сигналы передают по волноводам. Устраняют возможные негативные проявления с помощью передачи данных сигналами в оптическом диапазоне.

Видео

amperof.ru

Что такое скин-система и как она работает?

22.08.2018

Широкое использование нефти и продуктов её переработки в промышленности началось со второй половины XIX века.
Развитие добычи, транспортировки и переработки нефти и нефтепродуктов выявило проблему необходимости подогрева трубопроводов, резервуаров и других объектов.

Проблема обогрева объектов особенно актуальна для районов Севера европейской части России и Сибири. Острая необходимость обогрева трубопроводов в условиях Крайнего Севера диктуется тем обстоятельством, что транспортировка указанных жидкостей осложняется образованием парафиновых, ледяных и газогидратных пробок.

В случае остановки по необходимости, вода в водоводе может замёрзнуть и разрушить трубу.

Углеводородное сырьё при низких температурах значительно увеличивает свою вязкость, что повышает нагрузку на насосы, а при остановке транспортировки образуются непроходимые пробки.

Наличие системы обогрева позволяет обеспечить нормальное круглогодичное функционирование газовых, нефтяных трубопроводов и водоводов. Поэтому, с одной стороны, системы обогрева обеспечивают стабильность технологических процессов на месторождении, а с другой – являются элементом обеспечения безопасности и повышения надёжности нефтегазового оборудования и систем жизнеобеспечения.

Обогрев трубопроводов снижает риски эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений в экстремальных климатических условиях, а также решает следующие задачи:

• предотвращает загустевание и замерзание транспортируемых жидкостей;
• компенсирует тепловые потери;
• поддерживает температуру технологического процесса;
• обеспечивает стартовый разогрев остановленного трубопровода.

Нефтяное путешествие

Вот нефть оказалась на поверхности, прошла первичную обработку и готова отправиться дальше.

Впереди у неё десятки, а то и сотни километров трубопровода, и на этом пути её температуру тоже лучше поддерживать постоянно. Это вопрос экологической безопасности.

А заодно и способ избежать больших финансовых потерь, если с трубопроводом вдруг что-то произойдёт.

Чтобы предотвратить разрушение и простой в работе, можно построить резервуарные парки на всём протяжении трубопровода и в критических ситуациях сливать застывшую нефть туда, но это очень дорого.

Ещё один вариант — сливать на рельеф, то есть просто на землю. Природа после подобных сливов может восстанавливаться несколько десятков лет.

Но есть и третий способ решения проблемы — установка на трубопроводе особых систем обогрева на основе скин-эффекта.
Именно такое решение предлагают специалисты Группы компаний «Специальные системы и технологии» (ГК «ССТ»). Это один из четырёх мировых производителей систем электрообогрева на основе скин-эффекта.

Скин-система

Система электрообогрева на основе скин-эффекта (или индукционно-резистивная система нагрева, ИРСН) является единственной конструкцией, позволяющей обогревать плечо трубопровода до 60 км и подавать питание с одного конца без сопроводительной сети.

Впервые такая технология появилась в Японии в 1960-х годах, и в настоящее время в мире всего несколько производителей сумели освоить её. Сегодня системы электрообогрева на основе скин-эффекта производятся только в Японии, США и России.

Принцип действия рассматриваемой системы основан на двух явлениях: эффекте близости и скин-эффекте (поверхностном эффекте).

Нагревательным элементом системы электрообогрева выступает труба из ферромагнитной стали наружным диаметром 15-60 мм и толщиной стенки не менее 3,0 мм, в которую свободно помещён изолированный проводник из немагнитного материала сечением 8–40 мм2. Проводник в конце плеча обогрева электрически соединяется с трубкой, а в начале плеча между трубкой и проводником подается переменное напряжение от источника электропитания.

Ток, протекающий по жиле проводника, индуцирует магнитное поле, взаимодействующее с током обратного направления, протекающим по трубе. Вследствие чего в ферромагнитном внешнем проводнике (стальной трубке) возникает ярко выраженный скин-эффект: ток протекает не по всей толщине стенки трубки, а в тонком (около 1 мм) поверхностном слое. Причём этот слой расположен у внутренней поверхности стальной трубки.

Так как на внешней поверхности трубки ток практически отсутствует, потенциал наружной поверхности остаётся нулевым, что делает ИРСН электробезопасной.

Системы на основе скин-эффекта получили применение на крупнейших объектах Total, ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром», ПАО «ЛУКОЙЛ», среди которых Харьягинское, Южно-Шапкинское, Ванкорское, Песцовое, Заполярное, Новопортовское месторождения, и другиx.

В общей сложности такими системами инжиниринговая компания «ССТэнергомонтаж» (входит в ГК «ССТ») оснастила более 1 000 км трубопроводов в России и за рубежом.

К слову

Инжиниринговая компания «ССТэнергомонтаж» — российский разработчик и поставщик систем электрообогрева и теплоизоляции для различных отраслей промышленности. «ССТэнергомонтаж» входит в Группу компаний «Специальные системы и технологии», которая является лидером российского рынка электрообогрева более 25 лет.

По опыту

За годы работы «ССТэнергомонтаж» накопила существенный опыт в решении задач обогрева трубопроводов.

В портфолио компании — участие в крупнейших проектах, в числе которых магистральные трубопроводы ВСТО, Заполярье-Пурпе, Куюмба-Тайшет, БТС-2.

Так, «Заполярье-Пурпе» является самым северным нефтепроводом России.

Из 488 км — а именно такова его общая протяжённость объекта — 170 проложено за Полярным кругом.

«ССТэнергомонтаж» обеспечила объект системами электрообогрева на основе скин-эффекта и саморегулирующимися нагревательными кабелями.

«По проекту, созданному совместно с заказчиком — компанией «Транснефть» — мы обеспечили скин-системами более 10 км. На всём протяжении стабильно поддерживается температура +5 °C», — рассказали в ГК «ССТ».

Такой объект, как Ванкорское месторождение, в представлении не нуждается. Его называют величайшим нефтяным открытием послед-них 25 лет.

Специалистам ГК «ССТ» довелось поработать и здесь: они выполняли услуги по проектированию, производству, поставке, монтажу и вводу в эксплуатацию систем электрообогрева. Здесь также была установлена ИРСН, длина обогреваемого трубопровода составила 11 417 м. Экспертам пришлось работать с трубами разного диаметра — от 89 до 325 мм. Система функционирует уже более 10 лет, по трубопроводам транспортируется вода, нефть и газ, а благодаря точным расчётам поддерживается температура +2…+20 °C.

dprom.online

---

Смотрите также

• 
  Как пробить скважину для воды вручную
• 
  Отработка скважины это
• 
  Ключ плохо входит в замочную скважину
• 
  Абиссинская скважина использование зимой
• 
  Получение лицензии на скважину воды
• 
  Кольская скважина голоса
• 
  Бурение нефтяных и газовых скважин учебник
• 
  Скважина на даче фото
• 
  Длина фильтра для скважины
• 
  На какую глубину опускать насос в скважину 30 метров
• 
  Схема обустройства скважины с кессоном