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

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