Скин — фактор 1) Кольматирование буровым раствором;

  • Размер: 772 Кб
  • Количество слайдов: 35

Описание презентации Скин — фактор 1) Кольматирование буровым раствором; по слайдам

  Скин - фактор Скин — фактор

  1) Кольматирование буровым раствором;  2) Осаждение солей из-за несовместимости пластовой и  нагнетаемой 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 Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:

  Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора в пласт • Проникновение фильтрата 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.

  Повреждения при закачке “ Зашламо ванная ” вода Несовместимая  вода • Закачиваемая вода 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.

  Повреждения в результате добычи p wf  p b p r  p b 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.

  Модель скин-эффекта  hr c k з k плr з P’ заб P пл Модель скин-эффекта hr c k з k плr з P’ заб P пл S > 0 S t = P skin. Kh 18, 4 q µ o B o C кин-фактор – безрамерная величина, связывающая изменение давления в прискважинной зоне, дебит и гидропроводность породы P заб S <

  Хорнер выразил скин-фактор через дополнительное падение  давления в результате повреждения : 50100150200 0, Хорнер выразил скин-фактор через дополнительное падение давления в результате повреждения : 50100150200 0, 1 1 10 1000 Расстояние от центра скважины , мд ав л е н и е , атм P skin. P’ заб P skin = 0. 87 m S t = (P’ заб – P заб ) где m – наклон полулогарифмической прямой Хорнера, S t – суммарный скин-эффект S t = P skin / 0. 87 m = (P’ заб – P заб ) / 0. 87 m Log (r)Профиль пластового давления

  S t – суммарный скин-эффект  - совокупность скин-эффектов,  возникших по различным причинам: S t – суммарный скин-эффект — совокупность скин-эффектов, возникших по различным причинам: S t = S з + S pp + S turb + S o + S s + … S з – скин-эффект вследствие повреждения породы (+) S p – скин-эффект из-за перфорации (+) S pp – скин-эффект вследствие частичного проникновения скважины в пласт (+) S turb – скин-эффект вследствие турбуленции или скин, зависящий от темпа отбора (+) S o – скин-эффект вследствие наклона скважины (-) S s – скин-эффект, возникающий вследствие ГРП (-) Скин-эффект вследствие повреждения породы S з в лучшем случае может быть изменен до нуля (например — кислотной обработкой). Отрицательный скин возникает вследствие образования трещин (гидроразрыв).

  Скин-фактор и свойства призабойной зоны   с з з пл з r r Скин-фактор и свойства призабойной зоны с з з пл з r r k k sln 1 k пл – проницаемость коллектора k з – проницаемость измененной зоны r з – радиус измененной зоны r с – радиус скважины. Объем пласта h r с k з r з k пл. 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 з k пл ( интенсификация ), скин-фактор является отрицательным. Если k з = k пл , скин-фактор равен 0.

  Эффективный радиус скважины   сэф r r sln s сэф err Если проницаемость Эффективный радиус скважины сэф r r sln s сэф err Если проницаемость в зоне изменения k з намного выше, чем проницаемость пласта k пл , то скважина будет вести себя как скважина с вероятным радиусом r эф — эффективный радиус скважины. r эф может быть вычислен на основе реального радиуса и скин-фактора: hr с k з k плr эф

 Минимальный скин-фактор (максимально отрицательный скин-фактор) достигается при условии  r эф = R  , Минимальный скин-фактор (максимально отрицательный скин-фактор) достигается при условии r эф = R , где r эф — эффективный радиус скважины R — радиус зоны дренирования c r R sln min Пример : 8. 7 108. 0 250 lnln min cr R s

  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. S p – скин-фактор, учитывающий геометрию перфорации (+) Стремление жидкости к перфорациям. Уплотненная зона

  Геометрические скин-факторы h h p. Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или Геометрические скин-факторы h h p. Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация только участка продуктивного слоя пласта, S pp – скин-фактор, учитывающий несовершенство вскрытия (+)

  Геометрические скин-факторыsech h sss з Когда скважина входит под углом более, чем 90 о Геометрические скин-факторыsech h sss з Когда скважина входит под углом более, чем 90 о , в контакте с пластом находится больший участок поверхности скважины. S — скин-фактор вследствие наклона скважины (-)

  Геометрические скин-факторы X f. В результате гидроразрыва пласта (ГРП) между скважиной и пластом создается Геометрические скин-факторы X f. В результате гидроразрыва пласта (ГРП) между скважиной и пластом создается зона высокой проводимости. S s – скин-эффект, возникающий вследствие стимуляции (-) полудлина трещины k пл P’ заб P пл P заб S <

  Скин-фактор и порванные пласты 2 f эф. X r эфf r. X 2 r Скин-фактор и порванные пласты 2 f эф. X r эфf r. X 2 r эф — эффективный радиус x f — полудлина трещины Площадь притока = 2 r эф h Площадь притока = 4 x f h

  )( 41, 18 w d dd e скинначобщr r n hk Bq r r )( 41, 18 w d dd e скинначобщr r n hk Bq r r n kh Bq РРP ))( 1 ( 41, 18 w d dd e rr r n kh Bq ))()(( 41, 18 w d d r d e r r n k k r r n hk Bq ))()(( w d d r w d d e r r n k k r r n. А ))()1()(( w d d ee r r n k k r r n. А Введем обозначения S r r n k k w d d r)()1( — скин- фактор, то формула Дюпюи может быть записана в виде: )( )75, 0)((41, 18 wf w e PP S r r n. B kh q . Вычисление скин — фактора

  Упражнение: расчет скин - фактора • В процессе глушения скважины,  отфильтровавшаяся в призабойную Упражнение: расчет скин — фактора • В процессе глушения скважины, отфильтровавшаяся в призабойную зону жидкость, изменила начальную проницаемость со 100 м. Д до 60 м. Д в радиусе 0, 6 м. Радиус скважины – 0, 1 08 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 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. 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 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 r эф = 0. 1 08 м ( или меньше ) При ГРП (S = -3) r эф = 2 м

  Соединение линзообразных резервуаров. Причины проведения ГРП Соединение линзообразных резервуаров. Причины проведения ГРП

  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 Использование трещиноватых коллекторов Параллельные Трещины Ортогональные Трещины. Причины проведения ГРП

  Соединение расслоенных формаций • Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков Продуктивный Интервал,  стимулированный кислотной Соединение расслоенных формаций • Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков Продуктивный Интервал, стимулированный кислотной обработкой Продуктивный Интервал, стимулированный ГРППричины проведения ГРП

  Соотношение напряжения и глубины 80 x 10 6 0 20 x 10 6 40 Соотношение напряжения и глубины 80 x 10 6 0 20 x 10 6 40 x 10 6 60 x 10 6 Напряжение , П a Поверхность земли. Исходное верт. Напряж. Истинное верт. напряж. М ин. горизонт. напряж. Крит. глубина 977 м -3000 -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 Глубина , м Расстояние от поверхности земли, м

  Скин – фактор после  ГРП • Создается давление в пласте, вызывающее образование трещины 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 F CD зависит от разницы проницаемостей проппанта и пласта. F CD это отношение способности трещины пропускать поток к возможности пласта этот поток поставлять в трещину , т. е. проводимости трещины к проводимости пласта. Неограниченная проводимость (F CD >10) Ограниченная проводимость (F CD <10)k f — проницаемость проппанта ( м. Д ) k — проницаемость пласта ( м. Д ) w — ширина трещины ( м ) x f — полудлина трещины ( м )f f xk wk

  Расчет скин – фактора после ГРП по корреляционной зависимости для месторождений России • Время Расчет скин – фактора после ГРП по корреляционной зависимости для месторождений России • Время наступления псевдоустановившегося режима • Безразмерное время A= R 2 • Находим безразмерное давление P D (по корреляциям для месторождений России) • Находим скин — факторk AC tt пур 00864, 0 12. 0 2 12, 0 fпур. Dx xt A t f 75, 0)( w. D r R n. PS

  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 h= 39, 36 ft 12, 0 meters k= 15 md td(prf ) Расчет скин-фактора h= 39, 36 ft 12, 0 meters k= 15 md td(prf ) = 2, 6 td for pseudo PRF : 1 < td >>>> td=5) ; (Fcd=10>>>>> td=3) ; (ect) Fcd= 6, 0756 = 0, 18 = 1, 4 cp C t = 2, 0 E-05 X f = 180 ft 54, 9 meters w f = 0, 394 inches 0, 0328 feet 10, 00 mm k f = 500000 md r e = 1500 ft 500 meters r w = 0, 353 ft 0, 108 meters t p. DA = 0, 12 t ps s (time to reach pss)= 45, 04 days 1081 hours t prf (time to reach prf)= 4, 52 days 108, 4 hours Pd t, daystd (from table 1) skin Rw’ 1, 00, 58130 5, 02, 90652 15, 08, 71955 30, 017, 439098 45, 026, 158647 45, 0426, 179952, 968 -4, 64 36,

  Упражнение : расчет скин - фактора 1.  Даны параметры  ГРП : Упражнение : расчет скин — фактора 1. Даны параметры ГРП : Проницаемость проппанта k f = 430 000 м. Д Проницаемость пласта k = 10 м. Д Эффективная толщина пласта h = 25 м. Полудлина трещины x f = 6 0 м Ширина трещины w f = 8 мм 2. Даны параметры скважины: Вязкость нефти µ = 1, 36 с. Пз Пористость = 0, 15 Радиус контура дренирования R = 500 м Радиус скважины r c = 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 А

  Гидравлический разрыв В пластах с низкой проницаемостью,  K  5 м. Д Требуются Гидравлический разрыв В пластах с низкой проницаемостью, K 50 м. Д Требуются высокопроводимые короткие трещины – Более высокий показатель проводимости способствует росту добычи – Стимуляция призабойной зоны В пластах со средней проницаемостью, 5 < K < 50 м. Д – Требуется очень высокая проводимость трещины ГРП более 4 -5 тысяч м. Д · м

  Увеличение добычи после ГРП для трещин различной длины 30100  90  80 Увеличение добычи после ГРП для трещин различной длины 30%100% 90% 80% 70% 10% 20%40%50%60% 2 4 5 6 Xf R 3 Высокопроницаемые Пласты Низкопроницаемые Пласты 10 10 1010 8 6 4 2 С те п е н ь У в е л и ч ен и я Д о б ы ч и Теоретически Скин-фактор достигает — 8 Относительная проводимость

  Упражнение (домашнее задание): расчет потенциального дебита По « своему »  месторождению (либо одному Упражнение (домашнее задание): расчет потенциального дебита По « своему » месторождению (либо одному из «своих» месторождений): 1. Рассчитать потенциальный дебит нефти ( Р заб = 50 атм. ), до проведения ГРП ( S = 0 ) , и после проведения ГРП ( S расчитанный по программе « skin_calc. xls » ). 2. Построить индикаторные кривые Дарси и Вогеля. 3. Рассчитать фактический J d по скважинам без ГРП, и после ГРП. Рассчитать потенциальный дебит при J d = 0. 6. Источник данных – тех. режимы. Формат выполнения задания – Excel.