что такое скин фактор в нефтяной промышленности

Применение новой модели многокомпонентной суспензии для расчета скин-фактора в скважинах, оборудованных гравийными фильтрами

М.М. Хасанов, д.т.н. ПАО «Газпром нефть»,ООО «Газпромнефть НТЦ», К.Э. Лежнев, ООО «Газпромнефть НТЦ», Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, В.Д. ПашкинСанкт-Петербургский гос. университет, А.П. Рощектаев, к.ф.-м.н.ООО «Газпромнефть НТЦ»

Вынос песка представляет собой существенную проблему при разработке пластов, сложенных слабосцементированными породами. Для ее решения используются различные забойные фильтры, например, щелевые, проволочные и гравийные набивки. Гравийная набивка – один из наиболее универсальных типов подобных фильтров – рекомендуется к установке даже в наименее благоприятных геологических условиях. Такой фильтр создает сложную поровую структуру на входе в скважину, что приводит кувеличению скин-фактора последней. В настоящее время отсутствуют методы, позволяющие оценить эффективность работы этих фильтров в зависимости от геологических и геомеханических параметров пласта.

Для расчета скин-фактора гравийной набивки обычно предлагается использовать закон фильтрации Форхгеймера [1].

где p – давление; α, β – коэффициенты (для закона Дарси α=φ/к, β=0, где k – проницаемость, φ – пористость пласта); μ – вязкость флюида; v¯– скорость флюида.

Расчеты можно дополнить учетом течения флюида в интервалах перфорации [2, 3]. Засорение гравийной набивки можно учесть эмпирически через различные параметры. Стационарные законы, используемые в таких моделях, не учитывают твердую фазу в притоке и не позволяют оценивать динамику скин-фактора скважины во времени. Также для определения коэффициента β существует множество корреляций, которые дают результаты, различающиеся в десятки раз.

Модели на основе теории суспензии дают возможность учесть постепенное засорение гравийной набивки [4]. В них исследуются уравнения закона сохранения массы в многофазном потоке, проходящем через пористую среду [5]. Существуют модели, позволяющие рассматривать твердые частицы двух размеров [6]. Таким образом, подобные математические модели могут применяться для анализа скважин, оборудованных гравийной набивкой.

Основным показателем для подбора гравийной набивки является гранулометрический состав породы[1]. Эмпирические корреляции и лабораторные эксперименты позволяют оценить наиболее эффективное соотношение между размерами пластовых частиц и гравийной набивки, однако они не универсальны и не способны показать изменение проницаемости гравийной набивки во времени.

В статье рассмотрена новая модель многокомпонентной суспензии, на основе которой можно оценить дополнительное сопротивление потоку, обусловленное наличием гравийного фильтра. Построенная модель учитывает гранулометрический состав пластовых частиц, поэтому ее можно использовать не только для оценки динамики скин-фактора, но и для подбора оптимальных размеров гранул гравийной набивки.

Физико-математическая постановка задачи

Базовые предположения

Если принять, что упаковка частиц различных размеров одинакова, то размеры di должны составлять геометрическую прогрессию, т.е. di+1 = уdi, 0 Инструменты

Источник

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.

· проникновение бурового раствора и блокировка поровых каналов;

· набухание глин при контакте с фильтратом бурового раствора;

· продвижение песчаных частиц к стволу скважины;

· повреждение породы при перфорации;

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

· 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):

Типовые значения скин-фактора:

S 0 загрязнение ПЗП,

-3 предел для кислотной обработки, S

1-2 умеренные загрязнение ПЗП

5 серьезные загрязнение ПЗП,

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.

Источник

Что такое скин фактор в нефтяной промышленности

УДК 622.244.441. Статья из научно-технического журнала «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», № 5, 2004 год, стр.42-45. ОАО «ВНИИОЭНГ».

Как определить скин-фактор

(ОАО “ЦГЭ”, ООО “ГИС-ГДИ-эффект”)

Построение линии нормальной продуктивности и определение линии текущей продуктивности

Коэффициент продуктивности (в дальнейшем продуктивность η ) может быть определен по результатам гидродинамических исследований скважин (ГДИС), и в том числе по кривым восстановления давления (КВД), индикаторным линиям или (что одно и то же) индикаторным кривым (ИК), кривым восстановления уровня (КВУ). Исходными для обработки (за исключением ИК) являются данные об изменении давления во времени. Как видно из рисунка, продуктивность терригенных (вероятно, и карбонатных также) пород для одного и того же объекта одной и той же скважины существенно зависит от депрессии ( Δ P ).

* Заметим, что при проведении плавной линии мы отказались от фактической линии КВУ 5 на участке Δ P от 2,5 до 5,5 МПа. Здесь мы использовали гипотезу о том, что для исследуемого коллектора зависимость продуктивности от депрессии должна быть монотонной. Отклонение от этой закономерности связано с недостаточной очисткой приствольной части пласта. Детальное обсуждение закономерности изменения продуктивности от депрессии на начальном этапе ввода скважины в эксплуатацию и на последующих этапах выходит за рамки настоящей статьи и является предметом отдельных наших публикаций.

Данные КВД, ИК и КВУ, представленные в виде зависимости продуктивности от депрессии

Для дальнейших рассуждений нам понадобится понятие продуктивность эксплуатации ( η эксп ). Она определяется по линии текущей продуктивности при депрессии равной депрессии эксплуатации ( Δ P эксп ) данного пласта.

Продуктивность открытой (без обсадки) скважины с неизмененной прискважинной зоной пласта (ПЗП) можно рассчитать по значению гидропроводности ( ε ), определенной по данным КВД в этой необсаженной скважине. Такую продуктивность, которую обычно называют потенциальной, чтобы отличить ее от аналогичной продуктивности η пот2 в обсаженной скважине, будем называть потенциальной продуктивностью открытого ствола ( η пот1 ).

Здесь – гидропроводность пласта; R k – радиус контура питания скважины, то есть расстояние от оси скважины до точки с постоянным давлением, равным пластовому P пл ; r c – радиус скважины по долоту (давление в этой точке равно забойному P заб ); h пот1 – потенциальный коэффициент продуктивности с учетом пластовых условий.

Реальная добывающая (т.е. 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 ε в этой обсаженной скважине рассчитать её фактическую продуктивность ( η * )

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

Подставляя выражение (3) в выражение (2) получаем уравнение, которое связывает любую продуктивность ( η * ) с соответствующим скин-фактором ( S * ), т.е.

Качественная характеристика скин-фактора

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.

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)

Вывод формулы для расчета скин-фактора по двум продуктивностям и скин-фактору эталона

Из этих двух уравнений можно получить расчетную общую формулу для определения скин-фактора ( S» ) по значениям текущей ( η » ) и эталонной ( η’ ) продуктивностей с использованием эталонного скин-фактора ( S’ ), т. е.

Частные, но практически важные случаи расчета скин-фактора

Для расчета текущего скин-фактора S»=S 0 (см. рисунок ) c текущей продуктивностью η » = η пот2 нам понадобятся эталонные значения скин-фактора ( S’= 0 ) и продуктивности ( η’= η пот1 ), т. е.

Для первого варианта расчета скин-фактора S»=S 1-1 при эксплуатации (см. на рисунке скин-фактор S 1 ) c продуктивностью η » = η эксп нам понадобятся значения скин-фактора ( S’= 0 ) и продуктивности ( η’= η пот1 ), т. е.

Расчет скин-фактора S 0 по палеткам Щурова

Здесь L – длина пулевых каналов в см;

n – число пулевых каналов на 1 м;

d – диаметр пуль в см;

– относительное вскрытие пласта скважиной ( h 1 – перфорированная толщина, h – эффективная толщина пласта);

– относительный радиус скважины.

Скин-фактор S 1-2 можно рекомендовать для практического использования при моделировании разработки залежи. Точность расчета этого скин-фактора больше (по сравнению с S 1-1 ) по двум причинам.

1. Показано, что используемые в настоящее время скин-факторы S 0 и S 1-1 не соответствуют депрессии, при которой осуществляется эксплуатация месторождения.

2. Поскольку скин-фактор зависит от депрессии, то его значение необходимо сопровождать значением депрессии, при которой произведен расчёт.

Источник

Скин — фактор Причины изменения фильтрационных свойств призабойной

Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_2.jpg» alt=»>Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:» /> Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:

Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_3.jpg» alt=»>Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в» /> 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» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_4.jpg» alt=»>Повреждения при закачке Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут закупорить поровые» /> 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.» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_5.jpg» alt=»>Повреждения в результате добычи В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже давления насыщения.» /> 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 >» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_6.jpg» alt=»>Модель скин-эффекта h rc kз kпл rз P’заб Pзаб Pпл S >» /> 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″ /> 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

Скин-фактор и свойства призабойной зоны kпл – проницаемость коллектора kз – проницаемость измененной зоны» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_9.jpg» alt=»>Скин-фактор и свойства призабойной зоны kпл – проницаемость коллектора kз – проницаемость измененной зоны» /> 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.

Геометрические скин-факторы Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_12.jpg» alt=»>Геометрические скин-факторы Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона» /> 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» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_13.jpg» alt=»>Геометрические скин-факторы Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация» /> Геометрические скин-факторы Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация только участка продуктивного слоя пласта, Spp – скин-фактор, учитывающий несовершенство вскрытия (+)

Гидравлический разрыв Гидравлический разрыв – это процесс использования гидравлического давления для создания искусственных трещин» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_19.jpg» alt=»>Гидравлический разрыв Гидравлический разрыв – это процесс использования гидравлического давления для создания искусственных трещин» /> 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» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_20.jpg» alt=»>Гидравлический разрыв Песок с проппантом Помпа Устье скважины НКТ проппант Флюид для ГРП Залежь» /> Гидравлический разрыв Песок с проппантом Помпа Устье скважины НКТ проппант Флюид для ГРП Залежь Флюид Смеситель Трещина

Соединение линзообразных резервуаров Причины проведения ГРП» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_22.jpg» alt=»>Соединение линзообразных резервуаров Причины проведения ГРП» /> Соединение линзообразных резервуаров Причины проведения ГРП

Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП Причины проведения ГРП» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_23.jpg» alt=»>Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП Причины проведения ГРП» /> Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП Причины проведения ГРП

Использование трещиноватых коллекторов Параллельные Трещины Ортогональные Трещины Причины проведения ГРП» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_24.jpg» alt=»>Использование трещиноватых коллекторов Параллельные Трещины Ортогональные Трещины 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» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_25.jpg» alt=»>Соединение расслоенных формаций Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков Продуктивный Интервал, стимулированный кислотной обработкой» /> 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» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_27.jpg» alt=»>Соотношение напряжения и глубины Расстояние от поверхности земли, м» /> Соотношение напряжения и глубины Расстояние от поверхности земли, м

Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторождений России» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_30.jpg» alt=»>Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторождений России» /> Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторождений России

Расчет скин-фактора» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_31.jpg» alt=»>Расчет скин-фактора» /> Расчет скин-фактора

Гидравлический разрыв В пластах с низкой проницаемостью, K Гидравлический разрыв В пластах с низкой проницаемостью, K 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» /> Увеличение добычи после ГРП для трещин различной длины

Источник