Что такое скин фактор в нефтянке

Что такое скин фактор в нефтянке

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

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

Petroleum Engineers

Вы здесь

Скин-фактор скважины

Собственно, что такое cкин-фактор скважины?

Контекст

Собственно, что такое?

Более подробно. Общий скин фактор подразделяется на скин перфорационный (количество отверстий, диаметр, глубина, фазировка), скин ствола скважины (связанный с углом наклона), скин по степени вскрытия; скин, связанный с повреждением пласта; скин, связанный с турбулентностью потока. Еще в литературе описываются геологические скины или «геоштуцеры». Насколько я понял, это некие природные препятствия, затрудняющие приток в пласте.

В скважинах с ГРП скин может возникать вследствие повреждения пласта на границе трещина-пласт. В горизонтальных скважинах с ГРП скин возникает вследствие изменения направления течения жидкости по трещине ГРП: в трещине жидкость движется равномерно, тогда как при подходе к стволу скважины часть потоков меняет направление.

А что тогда такое заканчивание? В прямом смысле?

А что тогда такое заканчивание? В прямом смысле?

Очень высококвалифицированный ответ! Точно и просто.
Моё уважение, Zorg

Насос Насосович, Вы тоже оч умный- моё почтение!

я меня такой вопрос:

Есть ли расчет Скина для карбонатных резервуаров? попробую в ручную, потом сравню

Также ошибка в коэффициенте влияния ствола скважины С. Он у тебя слишком высокий.
Порядок значений коэффициента влияния ствола скважины:
1) пластоиспытатель на трубах 0.0001-0.001 м3/атм
2) фонтан 0.01-0.1 м3/атм
3) механизированная скважина 0.1-1 м3/атм

В общем, проверь входные данные еще раз. И настройки софта.
Потом по полученным данным (kh, S, Pres) можешь сам для проверки прикинуть дебит скважины и сравнить с фактом. Если отличия большие, значит что-то не так.

Источник

Основные типы скин-фактора

Так как эффективная кислотная обработка обеспечивает снижение загрязнения призабойной зоны, очень важно рассмотреть различные типы скин-фактора, которые могут присутствовать в скважине. Обзор существующих типов скин-фактора поможет определить эффективность кислотного воздействия для снижения загрязнения. Основные типы скин-фактора:

· действительный скин-фактор, s_t

· частичное вскрытие пласта, s_a

· неэффективное перфорирование, s_p

· двухфазное течение, s_tp

· отклонение от закона Дарси, s_turb

· горизонтальные / наклонные скважины, s_h

Действительный скин-фактор (s_t) – Этот тип скин-фактора присутствуют, когда существуют физические препятствия, ограничивающие приток жидкости из пласта к скважине. Этот тип скин-фактора изображен на Рис.2.

		Поврежденная зона

Без загрязнения: С загрязнением:

Рис.2. Влияние действительного скин-фактора (s_t)

“Действительный” скин-фактор является следствием физического повреждения, которое снижает эффективную проницаемость пласта. Загрязнение пласта – хороший пример действительного скин-фактора. Основными причинами действительного скин-фактора являются:

· загрязнение при бурении

· загрязнение при ремонтных операциях и воздействии на пласт

· органические отложения (парафины и асфальтены).

Действительный скин-фактор может включать в себя закупоривание перфорационных отверстий, частичное закупоривание НКТ, повреждение пласта. Так как действительный скин-фактор обуславливается наличием загрязнения, то эффективное его удаление может обеспечить значительное увеличение продуктивности скважины. Так как множество загрязняющих веществ призабойной зоны содержат растворимые в кислоте вещества и минералы, часто для их растворения, как в песчаных, так и в карбонатных коллекторах применяется кислотная обработка.

Частичное вскрытие пласта (s_a)– Иногда для предотвращения образования конусов воды при подъеме водонефтяного контакта (ВНК) в истощенном интервале используют частичное перфорирование продуктивного интервала. С другой стороны, интервал может быть проперфорирован в нижней части для предотвращения прорыва газа из газовой шапки. Также ограничение интервала перфорирования может быть необходимым для продления жизни скважины. Частичное вскрытие пласта создает кажущийся скин-фактор s_a (рис.3).

H s_a кажущийся (псевдо) скин-фактор за счет ограничения притока малым количеством перфорационных отверстий

Рис.3. Частичное вскрытие пласта

H Δ P_skin за счет плохого перфорирования вызывает скин-фактор, s_p

Рис.4. Неэффективная перфорация

Двухфазное течение (s_tp) – Часто при расчете продуктивности скважины, экономического эффекта от воздействия и т.д. рассматривается однофазное течение (газ или нефть). Зачастую в реальных условиях происходит добыча и нефти, и газа (нефти, воды и газа) одновременно, например, в старых, выработанных скважинах, где пластовое давление упало ниже точки росы (в газовых скважинах) или ниже давление насыщения (в нефтяных). Когда возникает двухфазное течение, имеет место скин-фактор s_tp (рис.5).

ГАЗ

Δ P_tp

КОНДЕНСАТ

Рис.5 Пример двухфазного течения

Отклонение от закона Дарси (s_turb) – Радиальный приток высокодебитной газовой скважины (> 5 млн.ст.куб.футов в день) может вызывать дополнительные потери давления вследствие турбулентного течения при прохождении через перфорационные отверстия.. Этот эффект (s_turb) ощутим при проведении ГДИС. Влияние турбулентности и отклонения от закона Дарси может быть снижено с помощью применения методов воздействия на пласт.

Влияние турбулентности на потери давления и дебит может быть оценено с помощью уравнения Форхгеймера (Forchheimer):

P = μ v + β ρ v 2 (Уравнение 1)

Где: P = μ v уравнение Дарси

В котором P = потери давления, атм

L = длина участка на котором происходят потери давления, см

v = скорость течения, см/сек

β ρ v 2 = гидравлическое сопротивление за счет турбулентности, атм

β = коэффициент турбулентности

ρ = плотность жидкости, г/см 3

Высокая скорость течения газа вызывает отклонение от закона течения Дарси (s_turb)

Рис.6. Скин-фактор, вызванный отклонением от закона Дарси

Горизонтальные и наклонные скважины (s_h) – Когда бурится горизонтальная или наклонная скважина, площадь контакта скважины с продуктивным пластом многократно увеличивается. Польза от дополнительной площади может быть определена с помощью величины скин-фактора s_h. Так как в горизонтальных и наклонных скважинах ожидается более высокая продуктивность, чем в вертикальных, величина скин-фактора s_h отрицательна. Таким образом, этот тип скин-фактора (единственный из рассмотренных) является отрицательным (рис.7)

Наклонная скважина с

h_vertical отрицательным скин-фактором s_h

h_deviated

Рис.7. Наклонная скважина с дополнительной площадью притока

Общий скин-фактор

Измерение скин-фактора с помощью метода восстановления давления – Так как влияние загрязнения на характеристику работы скважины может быть значительным, были разработаны различные методики определения скин-фактора с помощью ГДИС. Понимание влияния скин-фактора на работу скважины очень важно при выборе метода воздействия на пласт и удаления загрязнения призабойной зоны.

Характеристика притока к скважине может быть проанализирована с помощью установившегося дебита и точных данных о восстановлении забойного давления во время закрытия скважины. Данные о восстановлении давления могут быть изображены на графике как функция от времени. В начале 1950-х доктором Хорнером был разработан метод расчета скин-фактора из данных восстановления давления нефтяной скважины.

m = — 162.6 q μ B

log [(t + Δt) / Δt ]

Рис.8. График Хорнера

Из диаграммы давления как функции log [(t + Δt) / Δt ] (рис.8), угол наклона кривой m есть функция установившегося дебита q, вязкости пластовой жидкости μ, объемного коэффициента B и пропускной способности пласта kh. При установлении постоянной величины угла наклона с помощью уравнения ван Эвердингена и Херста может быть рассчитан общий скин-фактор s_total:

Где: P_{1 hr} = экстраполированная величина давления для t = 1 час из диаграммы Хорнера

P_wf = забойное давление во время теста m = угол наклона кривой из диаграммы Хорнера

k = эффективная проницаемость пласта, рассчитанная из угла наклона

μ = вязкость жидкости

c = сжимаемость жидкости

r_w = радиус скважины

* Угол, m = — 162.6 q μ B (Уравнение 3)

где: q = установившийся дебит

μ = вязкость жидкости

B = объемный коэффициент

kh = пропускная способность пласта

k = эффективная проницаемость пласта

h = высота продуктивного интервала

Общий скин-фактор– Величина скин-фактора, рассчитанная из кривой восстановления забойного давления, обеспечивает надежные данные о продуктивности скважины. Как было сказано, положительный скин-фактор указывает на проблемы с эффективностью добычи. Когда положительный скин-фактор удален (становится равным нулю или отрицателен) достигается увеличение продуктивности скважины.

Величина продуктивности по КВД является значением общего скин-фактора s = s_total. Общий скин-фактор состоит из нескольких составляющих, и эффективное удаление положительного скин-фактора зависит от удаления каждой составляющей (если применимо). В уравнении 4 отражены составляющие общего скин-фактора:

Где: s_t = скин-фактор за счет загрязнения призабойной зоны

s_a = скин-фактор за счет частичного вскрытия s_p = скин-фактор за счет неэффективной перфорации

s_tp = скин-фактор за счет двухфазного течения s_turb = скин-фактор за счет турбулентности s_h = скин-фактор за счет наклона скважины

Источник