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

                                                                       

 

 

h

                   Без загрязнения:                                                      С загрязнением:

	ks

                           q = k_f hΔp         k_f                                                     q = k_s hΔp_s

                                μ Δr                                                                             μ Δr_s

 

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

· отложение солей

· 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

 

Неэффективное перфорирование (s_p) – Эффективное сообщение пласта со скважиной очень важно для добычи нефти. Приток к скважине может быть затруднен вследствие загрязнения призабойной зоны, которое можно удалить с помощью методов воздействия на пласт. Так или иначе, эффективность любого вида очистки призабойной зоны зависит от перфорационных отверстий. Детонация старых зарядов, перфораторы, дающие осечки, неточное перфорирование определенного интервала, - все это влияет на продуктивность скважины. Если эффективное сообщение между пластом и скважиной не было установлено, то возникает скин-фактор s_p, который изображен на рисунке 4.

 

 

           

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 v²                       (Уравнение 1)

                   L   k

 

       Где: P = μ v уравнение Дарси

              L   k

 

В котором P = потери давления, атм

L = длина участка на котором происходят потери давления, см

                     μ = вязкость, сП          

                     v = скорость течения, см/сек

 

 

β ρ v² = гидравлическое сопротивление за счет турбулентности, атм

β = коэффициент турбулентности

ρ = плотность жидкости, г/см³    

 

 

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.

 

 

 

                 P                                                                       

                                                                m =  - 162.6 q μ B

                                                                                           kh

 

 

                                                           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:

 

      s_total =  P_{1 hr} - P_wf - log      k ___ + 3.23 (Уравнение 2)

                     m             φ μ c r_w²

 

  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

                        φ = пористость

                   μ = вязкость жидкости

                   c = сжимаемость жидкости

                   r_w = радиус скважины

 

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

                                           kh

                               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: 

 

        s_total = s_t + s_a + s_p + s_tp + s_turb + s_h   (Уравнение 4)

 

       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