что такое скин эффект в бурении
Petroleum Engineers
Вы здесь
Скин-фактор скважины
Собственно, что такое cкин-фактор скважины?
Контекст
Собственно, что такое?
Более подробно. Общий скин фактор подразделяется на скин перфорационный (количество отверстий, диаметр, глубина, фазировка), скин ствола скважины (связанный с углом наклона), скин по степени вскрытия; скин, связанный с повреждением пласта; скин, связанный с турбулентностью потока. Еще в литературе описываются геологические скины или «геоштуцеры». Насколько я понял, это некие природные препятствия, затрудняющие приток в пласте.
В скважинах с ГРП скин может возникать вследствие повреждения пласта на границе трещина-пласт. В горизонтальных скважинах с ГРП скин возникает вследствие изменения направления течения жидкости по трещине ГРП: в трещине жидкость движется равномерно, тогда как при подходе к стволу скважины часть потоков меняет направление.
А что тогда такое заканчивание? В прямом смысле?
А что тогда такое заканчивание? В прямом смысле?
Очень высококвалифицированный ответ! Точно и просто.
Моё уважение, Zorg
Насос Насосович, Вы тоже оч умный- моё почтение!
я меня такой вопрос:
Есть ли расчет Скина для карбонатных резервуаров? попробую в ручную, потом сравню 
Также ошибка в коэффициенте влияния ствола скважины С. Он у тебя слишком высокий.
Порядок значений коэффициента влияния ствола скважины:
1) пластоиспытатель на трубах 0.0001-0.001 м3/атм
2) фонтан 0.01-0.1 м3/атм
3) механизированная скважина 0.1-1 м3/атм
В общем, проверь входные данные еще раз. И настройки софта.
Потом по полученным данным (kh, S, Pres) можешь сам для проверки прикинуть дебит скважины и сравнить с фактом. Если отличия большие, значит что-то не так.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКИН-ЭФФЕКТА
В предыдущей главе при рассмотрении радиального течения в пористой среде предполагалась однородная проницаемость по нефти по всей зоне дренирования: от внешних границ до вскрытой поверхности забоя скважины. Также подразумевалось, что радиус скважины точно измерен и постоянен по всей эффективной толщине пласта. Снижение проницаемости ПЗП представлено на рис. 2.1.1 Б.
· проникновение бурового раствора и блокировка поровых каналов;
· набухание глин при контакте с фильтратом бурового раствора;
· продвижение песчаных частиц к стволу скважины;
· повреждение породы при перфорации;
· отклонение от ламинарного течения (в основном в газовых скважинах).
· закупорка пласта из-за наличия твердых частиц в закачиваемой жидкости;
· изменение глин при контакте с закачиваемой жидкостью;
· несовместимость закачиваемой жидкости с пластовым флюидом.
Конечно, существует ряд методов интенсификации притока, увеличивающих проницаемость ПЗП (рис. 2.1.1 Б):
Типовые значения скин-фактора:
S 0 загрязнение ПЗП,
-3 предел для кислотной обработки, S
1-2 умеренные загрязнение ПЗП
5 серьезные загрязнение ПЗП,
Безразмерный перепад давлений, характеризующий скин-эффект, называется скин-фактором (Van Everdingen и Hurst) и определяется выражением:
(2.1.1)
Отрицательные значения скин-фактора соответствуют случаям, когда проницаемость ПЗП по каким-либо причинам (интенсификация скважины) стала выше общей проницаемости пласта, и количественно характеризуют интенсификацию притока к скважине.
Что такое скин эффект в бурении
Казахстанско-Британский технический университет, Казахстан
Факторы, снижающие скин-эффект в процессе бурения нефтяных и газовых скважин
Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта включает большой круг вопросов, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно – главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны. Это наиболее доступный для изменения фактор – обработка буровых (позднее цементных) растворов с целью снизить или довести даже до нулевого значения водоотдачу буровых (и цементных) растворов.
При бурении в продуктивном коллекторе в связи с нарушением напряженного состояния пород в приствольной зоне, проникновением фильтрата бурового (и цементного) раствора в пласт, взаимодействием с пластовой газожидкостной смесью и горной породой происходят сложные физико-химические процессы. Фильтрат, проникая в продуктивный пласт, резко уменьшает проницаемость последнего для нефти и газа, что приводит к ряду необратимых процессов. Частично проникает в пласт и твердая фаза буровых растворов; при гидроразрывах пластов значительное количество бурового раствора поступает в пласт, блокируя продвижение флюида к скважине.
Американские исследователи полагают, что существуют следующие основные факторы загрязнения пласта:
Ø реакция глин, содержащихся в нем, с водой, поступающей из бурового раствора, с последующим набуханием глин;
Ø кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора.
Зная основные причины снижения проницаемости ПЗП в естественных условиях, можно, если и не предотвратить их влияние, то хотя бы максимально снизить их негативный эффект.
Все известные буровые растворы в той или иной степени отрицательно влияют на ПЗП. Влияние их идет в направлении снижения проницаемости ПЗП за счет прохождения фильтрата (разбухание глинистых включений; образования закупоривающего поры осадка при контактировании с пластовыми водами) в пласт; проникновения в поры пласта твердой фазы; блокирования порового пространства эмульсионными растворами; адсорбционных сил, удерживающих воду в порах и др.
Буровой раствор с высокой водоотдачей нецелесообразно использовать при освоении скважин и добыче нефти и газа, так как он снижает естественную продуктивность пласта и для ее восстановления могут потребоваться перфораторы специального типа или несколько кислотных обработок.
На продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости призабойной зоны пласта непосредственно у стенки скважины. Ухудшение проницаемости этой зоны происходит практически при любых условиях завершения строительства скважин и зависит от ряда факторов:
Ø состава бурового раствора при бурении (глины, воды, примесей и реагентов раствора);
Ø противодавления на пласт от столба бурового раствора;
Ø длительности пребывания продуктивного пласта под давлением столба бурового раствора;
Ø состава цементного раствора;
Ø глубины и плотности перфорации обсадной колонны;
Ø длительности пребывания пласта под раствором после перфорации;
Ø способа вызова притока флюида из пласта и освоения скважин.
Установлено /1/, что состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов, должны удовлетворять следующим требованиям:
Ø фильтрат бурового и цементного растворов должен быть таким, чтобы при проникновении его в призабойную зону пласта не происходило набухания глинистого материала, солеобразования в пористой среде горных пород;
Ø гранулометрический состав твердой фазы бурового и цементного растворов должен соответствовать структуре порового пространства, т.е. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц диаметром большим на 30 % размера поровых каналов или трещин должно быть не менее 5 % от общего объема твердой фазы промывочного агента;
Ø водоотдача в забойных условиях должна быть минимальной, а плотность и реологические параметры – такими, чтобы дифференциальное давление при разбуривании продуктивной толщи было близким к нулю, хотя для промывки скважин при вскрытии продуктивных пластов, к сожалению, используют главным образом глинистые буровые растворы, обработанные или не обработанные химическими реагентами. Причем технология обработки этих растворов химическими реагентами определяется требованиями только безаварийной проходки ствола скважины, а не качественным вскрытием продуктивного пласта.
Сроки освоения и продуктивность скважин, пробуренных в идентичных условиях, могут быть различными и в значительной степени зависят от качества работ по вскрытию пластов.
Если исходить из условий максимального сохранения природного состояния коллектора, то продуктивный пласт необходимо вскрывать при условии депрессии или равновесия между пластовым и забойным давлениями. Однако в настоящее время отсутствуют технические средства, которые могли бы надежно обеспечить такие условия проводки скважин (вращающиеся превенторы, дистанционно управляемые дроссели, сепараторы бурового раствора). Поэтому на практике вынуждены вскрывать пласты в условиях репрессии. Репрессия как фактор имеет превалирующее значение: от нее зависят все остальные процессы взаимодействия пласта с буровым раствором. Репрессия также является причиной изменения естественной раскрытости трещин и влияет на степень деформации пород в прискважинной зоне.
Значения давления на забое и степень его влияния на призабойную зону во многом определяются характером и интенсивностью проводимых в скважине операций. Наибольшие гидродинамические давления возникают в скважине при восстановлении циркуляции бурового раствора. Несмотря на то, что гидродинамические давления при восстановлении циркуляции действуют на пласт кратковременно, в пределах 3—5 мин, значения забойного давления при этом могут достигать 75—80 % полного горного давления, что иногда вызывает гидроразрыв пласта. Причинами роста гидродинамических нагрузок на пласт являются также высокие скорости спускоподъемных операций. Гидродинамическая репрессия на пласты при этом может возрастать до 3-9 МПа.
На стадии вызова притока из пласта прирост гидравлических сопротивлений при фильтрации нефти через зону проникновения главным образом определяется особенностями двухфазной фильтрации. Значение этих дополнительных сопротивлений зависит от многих факторов и в целом оценивается фазовой проницаемостью для флюида при совместном течении нефти с фильтратом через пористую среду с измененной структурой поровых каналов. Изменение структуры порового пространства в зоне проникновения может быть обусловлено взаимодействием фильтрата как с минеральными компонентами породы (набухание глин, химическое преобразование), так и с остаточной водой (возможность образования нерастворимых осадков).
Влияние зоны кольматации на приток флюида к стволу скважины варьирует в широких пределах. Наибольшее отрицательное влияние зоны кольматации отмечается в скважинах с открытым забоем. В скважинах с закрытым забоем это явление в основном нейтрализуется перфорацией. В последнем случае следует оценивать влияние зоны кольматации, формирующейся на стенках перфорационных каналов.
Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных частиц, а также макромолекул органических соединений сопровождается их адсорбцией в поровом пространстве нефтенасыщенных пород. Эти частицы адсорбируются, как правило, на границах раздела нефть (газ) – фильтрат, и если поверхности раздела неподвижны, теряют свободу перемещения. При наличии в нефти большого количества асфальтосмолистых веществ проникающие в пласт коллоидные и субколлоидные частицы адсорбируются на поверхности раздела фаз совместно с асфальтенами и смолами и образуют плотные межфазные пленки. В газонасыщенных пластах эти частицы адсорбируются на стенках поровых каналов. Поскольку указанные межфазные пленки и адсорбционные слои уменьшают сечение поровых каналов и практически не растворяются в нефти, следует предупредить их формирование путем введения в буровой раствор синтетических ПАВ.
Повышение качества вскрытия продуктивных пластов следует осуществлять двумя путями:
Ø выбором соответствующего типа бурового раствора для конкретного месторождения (пласта), обладающего определенными геолого-физическими свойствами породы-коллектора, слагающего пласт, и физико-химическими свойствами пластовых флюидов с обязательным учетом степени возможных изменений петрографических свойств породы после вскрытия и условий фильтрации нефти или (и) газа через зону проникновения;
Ø выбором технологических режимов вскрытия, промывки скважины и проведения спускоподъемных операций, обеспечивающих минимальные размеры зоны проникновения компонентов бурового раствора в пласт.
Требования к технологии вскрытия сводятся к тому, чтобы режим вскрытия, промывка скважины и спускоподъемные операции выбирались с учетом обеспечения минимальной зоны проникновения фильтрата бурового раствора, не превышающей глубины перфорационных каналов.
1. Тагиров К.М. и др. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. –М.: Недра, 1996
2. Нифантов В.И. Научное обоснование процесса вскрытия пластов и освоения скважин с применением гибкого регулирования забойного давления. Автореферат на соискание ученой степени доктора технических наук. Ставрополь, 2002
Что такое скин-система и как она работает?
Широкое использование нефти и продуктов её переработки в промышленности началось со второй половины XIX века.
Развитие добычи, транспортировки и переработки нефти и нефтепродуктов выявило проблему необходимости подогрева трубопроводов, резервуаров и других объектов.
Проблема обогрева объектов особенно актуальна для районов Севера европейской части России и Сибири. Острая необходимость обогрева трубопроводов в условиях Крайнего Севера диктуется тем обстоятельством, что транспортировка указанных жидкостей осложняется образованием парафиновых, ледяных и газогидратных пробок.
В случае остановки по необходимости, вода в водоводе может замёрзнуть и разрушить трубу.
Углеводородное сырьё при низких температурах значительно увеличивает свою вязкость, что повышает нагрузку на насосы, а при остановке транспортировки образуются непроходимые пробки.
Наличие системы обогрева позволяет обеспечить нормальное круглогодичное функционирование газовых, нефтяных трубопроводов и водоводов. Поэтому, с одной стороны, системы обогрева обеспечивают стабильность технологических процессов на месторождении, а с другой – являются элементом обеспечения безопасности и повышения надёжности нефтегазового оборудования и систем жизнеобеспечения.
Обогрев трубопроводов снижает риски эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений в экстремальных климатических условиях, а также решает следующие задачи:
Нефтяное путешествие
Вот нефть оказалась на поверхности, прошла первичную обработку и готова отправиться дальше.
Впереди у неё десятки, а то и сотни километров трубопровода, и на этом пути её температуру тоже лучше поддерживать постоянно. Это вопрос экологической безопасности.
А заодно и способ избежать больших финансовых потерь, если с трубопроводом вдруг что-то произойдёт.
Чтобы предотвратить разрушение и простой в работе, можно построить резервуарные парки на всём протяжении трубопровода и в критических ситуациях сливать застывшую нефть туда, но это очень дорого.
Ещё один вариант — сливать на рельеф, то есть просто на землю. Природа после подобных сливов может восстанавливаться несколько десятков лет.
Но есть и третий способ решения проблемы — установка на трубопроводе особых систем обогрева на основе скин-эффекта.
Именно такое решение предлагают специалисты Группы компаний «Специальные системы и технологии» (ГК «ССТ»). Это один из четырёх мировых производителей систем электрообогрева на основе скин-эффекта.
Скин-система
Система электрообогрева на основе скин-эффекта (или индукционно-резистивная система нагрева, ИРСН) является единственной конструкцией, позволяющей обогревать плечо трубопровода до 60 км и подавать питание с одного конца без сопроводительной сети.
Впервые такая технология появилась в Японии в 1960-х годах, и в настоящее время в мире всего несколько производителей сумели освоить её. Сегодня системы электрообогрева на основе скин-эффекта производятся только в Японии, США и России.
Принцип действия рассматриваемой системы основан на двух явлениях: эффекте близости и скин-эффекте (поверхностном эффекте).
Нагревательным элементом системы электрообогрева выступает труба из ферромагнитной стали наружным диаметром 15-60 мм и толщиной стенки не менее 3,0 мм, в которую свободно помещён изолированный проводник из немагнитного материала сечением 8–40 мм2. Проводник в конце плеча обогрева электрически соединяется с трубкой, а в начале плеча между трубкой и проводником подается переменное напряжение от источника электропитания.
Ток, протекающий по жиле проводника, индуцирует магнитное поле, взаимодействующее с током обратного направления, протекающим по трубе. Вследствие чего в ферромагнитном внешнем проводнике (стальной трубке) возникает ярко выраженный скин-эффект: ток протекает не по всей толщине стенки трубки, а в тонком (около 1 мм) поверхностном слое. Причём этот слой расположен у внутренней поверхности стальной трубки.
Так как на внешней поверхности трубки ток практически отсутствует, потенциал наружной поверхности остаётся нулевым, что делает ИРСН электробезопасной.
Системы на основе скин-эффекта получили применение на крупнейших объектах Total, ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром», ПАО «ЛУКОЙЛ», среди которых Харьягинское, Южно-Шапкинское, Ванкорское, Песцовое, Заполярное, Новопортовское месторождения, и другиx.
В общей сложности такими системами инжиниринговая компания «ССТэнергомонтаж» (входит в ГК «ССТ») оснастила более 1 000 км трубопроводов в России и за рубежом.
К слову
Инжиниринговая компания «ССТэнергомонтаж» — российский разработчик и поставщик систем электрообогрева и теплоизоляции для различных отраслей промышленности. «ССТэнергомонтаж» входит в Группу компаний «Специальные системы и технологии», которая является лидером российского рынка электрообогрева более 25 лет.
По опыту
За годы работы «ССТэнергомонтаж» накопила существенный опыт в решении задач обогрева трубопроводов.
В портфолио компании — участие в крупнейших проектах, в числе которых магистральные трубопроводы ВСТО, Заполярье-Пурпе, Куюмба-Тайшет, БТС-2.
Так, «Заполярье-Пурпе» является самым северным нефтепроводом России.
Из 488 км — а именно такова его общая протяжённость объекта — 170 проложено за Полярным кругом.
«ССТэнергомонтаж» обеспечила объект системами электрообогрева на основе скин-эффекта и саморегулирующимися нагревательными кабелями.
«По проекту, созданному совместно с заказчиком — компанией «Транснефть» — мы обеспечили скин-системами более 10 км. На всём протяжении стабильно поддерживается температура +5 °C», — рассказали в ГК «ССТ».
Такой объект, как Ванкорское месторождение, в представлении не нуждается. Его называют величайшим нефтяным открытием послед-них 25 лет.
Специалистам ГК «ССТ» довелось поработать и здесь: они выполняли услуги по проектированию, производству, поставке, монтажу и вводу в эксплуатацию систем электрообогрева. Здесь также была установлена ИРСН, длина обогреваемого трубопровода составила 11 417 м. Экспертам пришлось работать с трубами разного диаметра — от 89 до 325 мм. Система функционирует уже более 10 лет, по трубопроводам транспортируется вода, нефть и газ, а благодаря точным расчётам поддерживается температура +2…+20 °C.
Что такое скин-эффект?
Под скин-эффектом понимается изменение проницаемости ПЗП в сравнении с естественной проницаемостью пласта. Комплексное влияние скважины может приводить как к появлению дополнительных фильтрационных сопротивлений в результате кольматации поровых каналов твердыми частицами, набухания глин, адгезии афальто-смолисто-парафинистых компонентов, отложения солей и т.д., так и к снижению фильтрационных сопротивлений, как следствие развития естественной трещиноватости и образования техногенных трещин, уменьшения доли карбонатных и глинистых материалов в результате химических обработок ПЗП, изменения смачиваемости породы. Скин-эффект может изменяться на различных этапах существования скважины: в результате первичного и вторичного вскрытия, в результате эксплуатации скв, в результате глушения и промывок, в результате проведения ГТМ.
Скин-эффект характеризуется скин-фактором – безразмерной величиной характеризующей потери перепада давления на преодоление сопротивлений в призабойной зоне. Положительная величина скин-фактора характеризует ухудшение проницаемости ПЗП, отрицательная – улучшение проницаемости, нулевая величина – отсутствие дополнительных фильтрационных сопротивлений в ПЗП.
По-видимому, впервые скин-фактор был введен в решение уравнения пьезопроводности Ван Эвердингеном и Херстом, которое ими записано в виде:
,
где S’ — численная величина, характеризующая дополнительные фильтрационные сопротивления при течении флюида в ПЗС.
Формула для определения скин-эффекта:
Где кр –проницаемость в удаленной зоне пласта; кd –проницаемость в дренируемой зоне;rd радиус дренирования;
Дополнительные фильтрационные сопротивления зависят от большого количества факторов и могут быть учтены введением понятия приведенного радиуса скважины. Приведенный радиус скважины – это такой радиус ствола скважины без скин-эффекта, при котором она бы давала тот же дебит, что и скважина радиуса rc со скин-эффектом при прочих равных условиях.
Для определения скин-фактора, а следовательно и состояния призабойной зоны пласта, используются различные методики результатов исследования скважин на неустановившихся режимах. Одним из наиболее простых методов является определение скин-фактора через приведенный радиус скважины, выражаемый из комплексного параметра 
, который определяется по КВД методами касательной и методом Хорнера.
Другим методом является математическое моделирование процессов, происходящих в ПЗП. В этом случае итоговый скин-фактор представляется как сумма скин-факторов, возникающих в результате каждого процесса в отдельности (за счет искривлений линий тока, за счет наличия трещин, за счет кольматажа на стенке скважины, за счет отложений асфальто-смолисто-парафиновых компонентов, за счет анизотропии пласта и т.д.).
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет