Скин-Эффект. Формула Дюпюи

Размещено на http://www.allbest.ru/

Ташкент, 2015 год

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН

ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И. М. ГУБКИНА» В Г. ТАШКЕНТЕ

РЕФЕРАТ

По дисциплине: «Промывка скважин»

На тему: «Скин-Эффект. Формула Дюпюи»

Выполнил:

студент группы РБ 12-01

Григорьев Андрей Александрович

Принял:

д. т. н., профессор

Зозуля Виктор Павлович

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

Формула Дюпюи

Основные факторы, влияющие на загрязнение продуктивных пластов

Оценка качества вскрытия пласта на продуктивность скважин

Понятие «Скин-Эффект»

Пример определения дебита «идеальной» и «загрязнённой» скважины

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Задача повышения нефтеотдачи пластов и увеличения производительности скважин является одним из важнейших методов увеличения прибыльности работы нефтегазодобывающих компаний и эффективного и рационального использования недр и природных ресурсов, таких как нефть и газ. Решение данной проблемы, в свою очередь, является комплексной инженерно-технологической задачей, требующей тщательного планирования, эффективного взаимодействия различных специалистов и использования современных технологий. Одним из важнейших элементов в решении этой задачи является грамотный выбор и применение различных технологических жидкостей, используемых в процессе строительства, закачивания, освоения и капитального ремонта скважин.

Различные технологические жидкости, такие как буровой раствор или перфорационная жидкость, оказывают непосредственное и, зачастую, весьма негативное, действие на результирующую производительность скважин. Для грамотного выбора и использования таких рабочих жидкостей и снижения их вредного воздействия на коллектор необходимо как глубокое понимание механизмов такого воздействия и методов его минимизации (или устранения), так и наличие необходимого инженерно-технического инструментария и ресурсов для реализации этих методов.

ФОРМУЛА ДЮПЮИ

В

условиях нефтяного или газового пласта приток пластовой жидкости к скважине происходит при радиальной фильтрации. Объемную скорость притока (или дебит) при радиальной фильтрации находят по формуле Дюпюи.

где Q - дебит скважины, м³/с (в нефтегазовой промысловой практике обычно используют м /сут или т/сут); h- толщина пласта, м; p_m - пластовое давление на контуре питания, Па; pc- давление на стенки скважины в продуктивном пласте (забойное давление), Па; - радиус скважины, м; µ - вязкость пластовой жидкости, Пас

Радиальная фильтрация пластового флюида

Величина называется коэффициентом гидропроводности (или просто гидропроводностью) пласта.

ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПРОДУТКИВНЫХ ПЛАСТОВ

Основными факторами, влияющими на загрязнение продуктивных пластов, являются репрессия, длительность ее действия, состав и свойства промывочной жидкости. Ухудшение коллекторских свойств пласта происходит в результате проникновения твердой фазы и фильтратов жидкости закачивания в ПЗП, а также необратимых физико-химических, баротермических и других процессов взаимодействия их с пластовыми флюидами и породообразующими минералами пласта. Это приводит к снижению фильтрационных характеристик нефтегазовых коллекторов вследствие закупорки набухающими глинистыми частицами и продуктами взаимодействия фильтратов промывочной жидкости с пластовыми флюидами и породой пласта, блокирования водонефтяной эмульсией, кольматации порового пространства твердой фазой промывочной жидкости.

Значительное влияние на продуктивный пласт оказывают индивидуальные свойства породы-коллектора: вещественный состав, размеры и структура поровых каналов, механическая прочность межзерновых связей и др. В связи с вышеизложенным отрицательное влияние однотипных технологических воздействий на фильтрационные свойства коллекторов может быть разнообразным, что обусловливается природным многообразием петрофизических свойств коллекторов и особенностями их флюидонасыщения.

Эффективность вскрытия продуктивных пластов зависит от геолого-физических характеристик залежи, физико-химических свойств пластовых флюидов, характеристик и показателей применяемой технологии вскрытия продуктивного пласта, свойств промывочных и специальных жидкостей, нестационарности гидравлических процессов, величин и пределов изменения забойных дифференциальных давлений по стволу скважины.

В связи с этим проблема повышения качества вскрытия продуктивных пластов с точки зрения увеличения их нефтегазоотдачи может быть решена только путем использования во всех технологических операциях таких составов рабочих жидкостей, компоненты которых при проникновении в ПЗП в наименьшей степени снизили бы ее проницаемость для углеводородов в условиях конкретного объекта вскрытия. При этом состав и свойства этих жидкостей, а также режимные параметры технологических операций в скважине должны обеспечивать минимально возможные размеры зон их проникновения.

Для предотвращения проникновения мельчайших твёрдых частиц в поровые каналы промывочная жидкость должна иметь в составе твердой фазы свободообразующие частицы. Такие частицы застревают на входе в поры в стенках скважины и блокируют проникновение более мелких частиц в поровые каналы. В дальнейшем фильтрационная корка, образованная такими частицами может быть удалена в процессе вызова притока из скважины или обработкой специальными составами кислот, растворителей и т.п. Размер сводообразующих частиц, выраженный в микрометрах, примерно равен корню квадратному из проницаемости коллектора, выраженной в мД. Для большинства песчаных пластов размер сводообразующих частиц лежит в диапазоне 5-74 мкм.

Образование малопроницаемой фильтрационной корки

Сводообразующие частицы образуют основание фильтрационной корки. Чтобы корка была малопроницаемой промывочная жидкость должна иметь в составе тонкодисперсные твердые частицы и полимеры. Поскольку, даже при наличии сводообразующих частиц в поры продуктивного пласта проникает некоторое количество тонкодисперсных частиц, и, поскольку, фильтрационная корка сама служит препятствием для фильтрации нефти из пласта в скважину твердая фаза промывочной жидкости должна состоять из материала, который по окончанию бурения можно было бы удалить со стенки скважины и из поровых каналов коллектора. Такими твердыми материалами могут быть твердая соль или частицы карбоната кальция, растворимые в соляной кислоте.

Проникновение фильтрата промывочной жидкости в продуктивный пласт практически неизбежно. Следовательно, фильтрат должен содержать компоненты, ингибирующие гидратацию, набухание частиц глинистых минералов, присутствующих в поровых каналах продуктивного пласта.

Таким образом, промывочные жидкости для вскрытия продуктивного пласта должны иметь в своем составе твердые сводообразующие частицы, образовывать малопроницаемую легко удаляемую фильтрационную корку, а фильтрат такой промывочной жидкости должен ингибировать гидратацию и набухание частиц глинистых минералов, присутствующих в порах пласта.

Отрицательное значение проникшего в продуктивный пласт фильтрата проявляется следующим образом:

- образует водонефтяные эмульсии, которые существенно снижают проницаемость ПЗП;

- вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в породах, слагающих коллектор, в результате чего снижается проницаемость ПЗП;

- удерживается в пористой среде капиллярными силами и вытеснение его из поровых каналов возможно лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение нефти к стволу скважины. Данное явление особенно характерно для низкопроницаемых коллекторов;

- при взаимодействии фильтрата промывочной жидкости с пластовыми флюидами могут образовываться нерастворимые осадки в поровом пространстве коллектора.

ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА НА ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИН

Загрязнение пласта - это любые потери в продуктивности, обусловленные любым источником, кроме естественного падения пластового давления или механическими ограничениями (например, оборудованием). При вскрытии продуктивного пласта происходит нарушение природных условий его залегания, т. е. загрязнение пласта. Возникает вопрос: чем это было обусловлено и какова степень повреждения.

Для условий радиальной фильтрации в нефтяном или газовом пласте приток пластовой жидкости к скважине описывают с помощью формулы Дюпюи:

Схематичное представление пласта при использовании формулы Дюпюи

Качество вскрытия продуктивного пласта определяется степенью уменьшения продуктивности скважин (или гидропроводности пласта) вследствие роста гидравлических сопротивлений в зонах проникновения фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости. Принято считать, что количественно степень изменения гидропроводности определяется отношением фактической продуктивности п_Ф пласта к его потенциально возможной продуктивности п_П , т.е.:

Показатель ОП может быть определен на основании результатов гидродинамических исследований в скважинах (ГДИ) или по данным экспериментальных исследований на натурных кернах из изучаемого объекта вскрытия. Однако в промысловой практике ГДИ проводятся нерегулярно. К тому же, получение объективной величины показателя ОП на основании результатов ГДИ затруднено несовершенной техникой замеров и сложностью интерпретации результатов.

Величину ОП можно повысить, изменяя поверхностно-активные и нефтесмачиваемые свойства фильтрата, величину фильтрации и уровень ингибирования жидкости закачивания или применяя технологию сокращающую время контакта жидкости перфорации с продуктивным пластом.

ПОНЯТИЕ «СКИН-ЭФФЕКТ»

Наиболее распространенным показателем для оценки загрязнения продуктивного пласта является Скин-Эффект.

Скин-эффект количественно характеризует отличие эквивалентной проницаемости призабойной зоны скважины от остальной части дренируемой области. Он отражает качество вскрытия продуктивного пласта, зависящего от: степени загрязнения пласта буровыми и промывочными растворами; характера и качества сообщения пласта со стволом скважины; типа и эффективности методом интенсификации притока флюида к скважине и пр.

Количественное значение устанавливается газодинамическими методами исследований скважин из результатов обработки кривых восстановления и кривых стабилизации забойного давления.

Положительные величины скин-эффекта, свыше ноля, свидетельствуют о некачественном вскрытии продуктивного пласта. Отрицательные величины обычно связаны с образованием в призабойной зоне техногенных каверн, трещин, каналов.

Объемная скорость притока пластовой жидкости из непораженного пласта в загрязнённую зону согласно формуле Дюпюи описывается как:

а приток из загрязнённой зоны в скважину как:

где р_з -давление на наружной границе загрязненной зоны; r₃ - радиус загрязнённой зоны.

Вместе с тем,

Q =Q = Q,

где Q - дебит при данной депрессии (рпл - р_с), который можно получить из незагрязненного пласта с проницаемость к_экв.

Перепад давлений, необходимый для поддержания объемной скорости фильтрации Q через загрязненную зону определяется как:

фильтрация пласт скважина дюпюи

(а)

В случае, если эта зона не была повреждена для обеспечения такого же дебита требуется перепад давлений:

(b)

Если вычесть из формулы a формулу b, то результатом будет дополнительный перепад давления, который требуется для поддержания постоянной скорости фильтрации после загрязнения ПЗС:

где

Распределение давления в случае повреждения пласта

Принято называть «Скин-Эффектом».

(c)

В случае, когда Sk > 0, то это означает, что проницаемость ПЗС ухудшились в процессе вскрытия пласта. Если Sk < 0, то колллекторские свойства пласта улучшились (в результате проведения операций по интенсификации пласта). Таким образом, часто под скважиной с поврежденной ПЗП подразумевают скважину, которая имеет дебит ниже, описываемого по формуле Дюпюи за счет появления дополнительной преграды при фильтрации флюида из незагрязненного пласта в скважину (т.е. за счет появления положительной величины скин-эффекта в знаменателе формулы):

На следующем рисунке схематично представлено появление загрязненной зоны

Схематичное представление пласта при использование формулы Дюпюи и Скин-Эффекта

ПРИМЕР ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА «ИДЕАЛЬНОЙ» И «ЗАГРЯЗНЁННОЙ» СКВАЖИНЫ

Определить дебит в «идеальной» и «загрязнённой» скважине, вскрывшей продуктивный пласт толщиной 10м долотом диаметром 215,9мм при следующих условиях:

По формуле (C) находим:

Влияние скин-эффекта на дебит скважины для рассмотренного примера приведено в таблице

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Крылов В.И., Крецул В.В., Маргупов А.М. Технологические жидкости для закачивания и капитального ремонта скважин. - Ташкент: Филиал Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина, 2012. - С. 180

Размещено на Allbest.ru