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

Дата добавления: 2015-10-26