8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Скин фактор скважины


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 (недоступная ссылка) 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}}) свидетельствует 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 дебита 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.bio

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.

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

Василиса ЯВИКС - интеллектуальная поисковая система. Завтра уже здесь!

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   (недоступная ссылка) 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:

где  — скин-фактор ,  — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,
∗  — 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 :
ηη−
где η  — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),
η  — фактическая продуктивность реальной скважины,
 — 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),
 — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Интерпретация скин-фактора

Если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учётом погрешности определения: − ), то приствольная зона пласта считается неизменённой, а скважина совершенной (приблизительно ∗   и   ηη ).

Большая положительная величина скин-фактора (то есть ∗   и   ηη ) свидетельствует 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 − (то есть ∗   и   ηη ) наблюдается в случае повышенной проницаемости приствольной зоны пласта (трещины, каверны и т.д.), как результат мероприятий по увеличению дебита 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

yavix.ru

фактор - это... Что такое Скин-фактор?

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:

где — скин-фактор, — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,
— 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:

где — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),
— фактическая продуктивность реальной скважины,
— 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),
— радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Интерпретация скин-фактора

Если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учётом погрешности определения: ), то приствольная зона пласта считается неизменённой, а скважина совершенной (приблизительно   и   ).

Большая положительная величина скин-фактора (то есть   и   ) 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 (то есть   и   ) 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.

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 направленых скважинах (ННС), и на скважинах с горизонтальным окончанием.

Ссылки

dal.academic.ru

Раскройте понятие о скин-факторе, перечислите и охарактеризуйте основные типы скин-факторов.

Скин-фактор – количественная мера несовершенства скважины. Скин-фактор – комплексный параметр, отражающий интегрально все виды механизмов нарушения коллектора, влияющих на ухудшение проницаемости

и пористости околоскважинного пространства продуктивного пласта и на снижение притока пластовой жидкости.

 

По определению скин-фактор описывается формулой:

где — скин-фактор, — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта, — 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.

 

Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение для скин-фактора:

где — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора), — фактическая продуктивность реальной скважины, — 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),
— радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

 

Скин-фактор вносит свой огромный негативный вклад на всех этапах жизни месторождения - начиная от проектирования разработки и завершая его списанием:

» в стадии проектирования разработки месторождения скин-фактор закладывается в виде допущенных ошибок проектирования;

» в стадии строительства и разработки месторождения скин-фактор обеспечивается в виде реализованных ошибок проектирования;

» в стадии эксплуатации месторождения скин-фактор реализуется в виде огромных невозобновляемых затрат на эксплуатацию месторождения с необратимыми нарушениями параметров пласта и на восстановление



разрушенной гидрогеоэкологии.

Интерпретация скин-фактора по кривой восстановления давления (КВД)

Повышенная проницаемость ПЗП, что на практике встречается редко (например, после гидроразрыва). Обычно сильно отрицательные значения скин-фактора, определенные по КВД, свидетельствуют о недовосстановленности КВД и, следовательно, о недостоверности результатов расчетов. Возможно, для интерпретации выбран слишком ранний участок КВД
Проницаемость прискваженной зоны пласта не изменена или изменена незначительно (в пределах погрешности определения скин-фактора)
Проницаемость ПЗП заметно понижена, что может служить основанием для геолого-технических мероприятий по увеличению проницаемости (например, гидроразрыв, кислотная обработка). Однако возможно, что для интерпретации выбран слишком поздний участок КВД (когда давление практически постоянно)

 

 

Типы.

Наиболее часто встречающиеся случаи появления скин-фактора – СФ колатации, возникает с ухудшением проницаемости призабойной зоны вследствии загрязнения пласта в процессе бурения, кап.ремонта, освоения.

СФ частичного вскрытия пласта. В случае частичного вскрытия дополнительное фильтрационное сопротивление создается не в результате ухудшения свойств пласта возле скважины, а в результате уменьшения интервала поступления флюида в скважину. Кроме того, флюид из недобуренной части пласта вынужден продвигаться по вертикали, а в терригенных коллекторах вертикальная проницаемость значительно ниже горизонтальной.

СФ отклонения ствола от вертикали. Угол отклонения СКВ от вертикали 0<a<90

1 – ствол скважины, 2- пласт,3 перфорация.

4) СФ вертикальной неоднородности. Например, высокопроницаемый пропласток в кровле пласта. Приток в скважину происходит преимущественно через этот пропласток. Флюиду приходится преодолевать дополнительное фильтрац-ое сопротивление при движении к высокопроницаемому пропластку.

5) СФ изменения состава флюида. Возникает из-за уменьшения фазовой проницаемости в призабойной зоне. В газовых, газоконденсатных, нагнетательных скважинах связан с изменением насыщения по радиусу пласта( выделение газа, выпадение конденсата в прискважинной зоне, продвижение фронта воды).

6) СФ гидроразрыва. В скважину под большим давлением закачивают флюид, в пласте создается трещина и закрепляется пропантом ( напр, хорошо отсортированным и окатанным песчаником).

 

Раскройте понятия о характеристиках несовершенства скважины, сопутствующих скин-фактору (соотношение фактической и потенциальной продуктивности, приведенный радиус скважины, коэффициент несовершенства вскрытия).

Важной количественной характеристикой с-эффекта является соотношение фактического и потенциального коэф-ов продуктивности. Фактическую продуктивность можно рассчитать двумя способами. Можно замерить дебит и депрессию Кфакт= q/ Рпл-Рс. Можно оценить свойство пласта и рассчитать продуктивность на основе ур.Дюпюи. для совершенного пласта : Кфакт=2ПE/ln(rкп/rc), Если воспользуемся для оценки продуктивности несовершенного пласта этим соотношением, то получим потенциальную продуктивность. Для пласта со скин-эффектом : Кфакт= 2ПЕ/ln(rкс/rc)+s.

Для совершенной скважины потенциальная и фактическая продуктивность одинаковы. При ухудшенной проницаемости призабойной зоны потенциальная продуктивность выше,чем фактическая, а при улучшенной проницаемости призабойной зоны потенциальная продуктивность ниже, чем фактическая.

 

Поведение гидродинамических параметров в несовершенной скважине может быть описано модельюсгвершенной скважины при некотором фиктивном значении её радиуса. Это значение называют приведённым радиусом rc пр. введение этого параметра позволяет использовать для определения параметров несовершенной скважины те же расчётные соотношения, что и для совершенной скважины, но при замене значения rc на rc пр. по дюпюи : q=2ПЕ/ln(rкп/rc пр)+s. Отсюда rс пр= rc*e^-s. приведеннй радиус совершенной скважины равен радиусу скважины. При ухудшенной проницаемости призабойной зоны rc пр<rc, при улучшенной проницаемости rc пр>rc.

 

Коэф гидродинамического совершенства определяет долю перепада давлений, приходящуюся на долю неоднородности в призабойной зоне.

n=1- [Ps-Pcs/Pпл-Pcs], n=Кфакт/Кпот/ для совершенной скважины коэффициент гидродинамического совершенства равен единице, при ухудшенной проницаемости призабойной зоны – меньше 1, при улучшенной проницаемости – больше1.

 

stydopedia.ru

Скин-фактор — Википедия. Что такое Скин-фактор

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

wiki2.red

Приток жидкости к перфорированной скважине

С одной стороны

 

v

k

dP

 

 

 

 

 

 

 

μ dr

с другой стороны

 

v

 

q

 

 

 

 

2 rh

 

q

 

k

dP

 

2 rh

 

 

 

dr

Разделяя переменные и интегрируя , получим:

q

R

 

k

Pпл

1 dr

dP

 

 

2 h r

r

 

P

 

c

 

 

з

q 2 hkR (Pпл Pз )

n( rс )

qпл b0qпов

qпов.

2 hk

(Pпл Pз )

 

 

 

b n(

R

)

 

 

 

 

0

1

 

 

Гидродинамически совершенные скважины –

скважины, для которых справедливы условия плоско-параллельной фильтрации по всей вскрытой мощности пласта.

Скважины несовершенные по степени вскрытия скважины вскрывшие часть пласта.

Скважины несовершенные по характеру вскрытия скважины, сообщающиеся с пластом через ограниченное количество перфораций в колонне.

qн.пов.

 

 

2 hk

 

 

 

(Pпл Pз )

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

b ( n(

R

) S)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

 

 

rc

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Отношение дебита несовершенной скважины к дебиту совершенной скважины называют

коэффициентом совершенства:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ln

 

R

 

 

 

1

 

R

q

 

 

S

 

S

 

ln R

 

 

ln rc

 

 

 

 

 

rc

 

отсюда

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

rc 2

Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:

St – суммарный скин-эффект - совокупность скин- эффектов, 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 изменен до нуля (например - кислотной обработкой). 5

Отрицательный скин возникает вследствие образования трещин

Повреждения, вызванные закачкой

бурового раствора

Проникновение фильтрата

бурового раствора в пласт

•Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает

эффективную проницаемость в призабойной зоне.

 

Буровой фильтрат может вызвать разбухание глин, что

приведет к повреждению.

6

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. 7

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 8

проницаемость по газу в околоскважинной зоне.

Геометрические скин-факторы

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

 

перфорациям

Геометрические скин-факторы

Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация только

участка продуктивного слоя пласта, Spp – скин-фактор,

учитывающий несовершенство вскрытия (+)

hp

h

studfile.net

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 (недоступная ссылка) 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 }

ru-wiki.ru

29. Назовите основные закономерности возникновения скин-фактора в бурящейся и эксплуатационной скважине. Назовите основные причины появления положительного и отрицательного скин-фактора.

Причины появления положительного и отрицательного скин-фактора.

Для совершенной скважины показатель скин-фактора равен 0. положительное значение показателя скин-фактора свидетельствует,что фильтрационные параметры ближней зоны пласта ухудшены. Если проницаемость ближней зоны больше проницаемости пласта, то показатель отрицательный. Q=2ПЕ*[(Рпл-Рс)/ln(rкп/rc)+s]

30. Раскройте понятие о предыстории работы скважины и ее проанализируйте ее влияние на результаты гдис.

Как известно, поведение давления в стволе действующей скважины сущес­твенно зависит от расхода флюида в продуктивных пластах. Причем влияет расход не только непосредственно в период проведения гидродинамических исследований скважин (ГДИС), но и в предшествующий период (данные об изменении расхода во времени в этот период называют предысторией рабо­ты скважины).

В идеальном случае для учета предыстории при интерпретации ГДИС не­обходимо иметь полную информацию о расходе за все время эксплуатации скважины. Понятно, что это нереально. Полные и подробные данные о пре­дыстории длительно работающих скважин чаще всего отсутствуют. Но даже если известна подобная информация, ее скрупулезный учет существенно ус­ложняет процедуру интерпретации.

При проведении практических расчетов способы учета предыстории долж­ны быть упрощены. Интуитивно понятно, что наиболее полно и подробно

должна быть известна предыстория периода, непосредственно предшествую­щего циклу гидродинамических исследований. Дебит в более ранние периоды либо может не учитываться вообще, либо может быть усреднен.

Ошибаясь в предыс­тории, мы совершим ошибку и в выделении интервала радиального притока, а значит, в проницаемости и скин-факторе пласта. При приближении длительности учитываемого интервала предыстории к реальному ошибка уменьшается Таким образом, ошибка высока, но не мешает оценке порядка проницаемости. Гораздо серьезнее опас­ность принять эффект неправильного учета предыстории за влияние сложного строения пласта. Логарифмическая производная при больших временах ведет себя так, как если бы пласт был ограничен.

Чтобы произвести учет влияния предыстории работы скважины перед про­ведением гидродинамического исследования, предварительно в программном продукте «Eclipse» проводилось решение прямой задачи. Выполнены расчеты изменения давления во времени для различных вариантов работы скважины и последующей регистрации КПД. Основой расчетов являлись реальные данные помесячного определения дебита в нагнетательной скважине за все время ее эксплуатации

В базовом варианте расчетов учитывались все без исключения циклы рабо­ты скважины. В серии вариантов приближенных расчетов циклическая рабо­та скважины учитывалась только для ограниченного периода, перед ГДИС. Влияние предшествующих циклов либо исключалось, либо усреднялось. Таким образом, история работы скважины была разделена на два этапа: «ранний» и «поздний». Поздний этап непосредственно предшествует гидродинамическим исследованиям. Сравнение результатов приближенных расчетов с расчетами по базовому варианту позволяет понять степень влияния предыстории скважины и дать практические рекомендации по его учету при интерпретации ГДИС.

Прежде всего обращает на себя внимание тот факт, что если время работы скважины превышает время ее простоя в 2-3 раза и более, темп падения дав­ления во времени перестает зависеть от раннего периода работы скважины. Известно, что темп падения давления определяет такие гидродинамические характеристики работы пласта, как гидропроводность и проницаемость.

Учитывая, что продолжительность регистрации КВД составляет от не­скольких десятков часов до 1-2 недель можно сделать вывод, что для оценки перечисленных параметров достаточен учет предыстории в течение несколь­ких месяцев.

При указанном времени работы скважины влияние ранних (не учитывае­мых) циклов сводится к практически параллельному перемещению КПД по оси давления. То есть фактически результаты различаются величиной плас­тового давления, получившегося в результате нагнетания жидкости в пласт. Для уменьшения расхождений, связанных с этой причиной, давление было приведено к единому среднему (эффективному) значению для пласта в це­лом.

для интерпретации гидродинамических исследований нам достаточно знать точный дебит скважи­ны на протяжении нескольких последних месяцев и средний дебит за осталь­ное предшествующее время ее работы.

Влияние соседних скважин может свести на нет все преимущества подобного способа вычислений. Для оцен­ки скин-фактора при длительной разработке месторождения с частой сеткой скважин с практической точки зрения вместо неоправданного увеличения време­ни измерений предпочтительнее специализированные исследования. Технология исследований может быть следующей. Скважина останавливается на длитель­ный период. Последующий этап исследований может быть различным. Проще всего запустить скважину в эксплуатацию и регистрировать кривую КС Д. Мож­но провести измерения на нескольких циклах работы скважины. Главное, что суммарная продолжительность всех циклов исследований была, как минимум,меньше цикла предшествующего простоя. Тогда влияние предыстории сущес­твенно нивелируется, а в качестве эффективного пластового давления можно использовать замер давления непосредственно перед началом ГДИС.

Таким образом, предыстория эксплуатации скважины является одним из наиболее важных факторов, определяющих информативность гидродинами­ческих исследований.

studfile.net

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[править]

По определению скин-фактор описывается формулой:

где  — скин-фактор,  — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,
 — 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[править]

Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение для скин-фактора:

где  — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),
 — фактическая продуктивность реальной скважины,
 — 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),
 — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Интерпретация скин-фактора[править]

Если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учётом погрешности определения: ), то приствольная зона пласта считается неизменённой, а скважина совершенной (приблизительно   и   ).

Большая положительная величина скин-фактора (то есть   и   ) 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 (то есть   и   ) 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.

  • 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.

wp.wiki-wiki.ru


Смотрите также