Скин. Виды скина, использование в нефтепромысловой практике

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВКЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА ИМ. М.С. ГУЦЕРИЕВА

КАФЕДРА «РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

НАПРАВЛЕНИЕ 21.03.01 – НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

ПРОФИЛЬ «ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ»

РЕФЕРАТ ПО ДИСЦИПЛИНЕ

«ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ»

НА ТЕМУ «СКИН. ВИДЫ СКИНА, ИСПОЛЬЗОВАНИЕ В НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ПРАКТИКЕ».

                                                           Выполнил:

                                                                   студент 5 курса

                                                                                           группы ЗССПБ-21.03.01- 51(К)

                                                                  Антипин В.М.                                                                                                              

                                                           Проверил:

                                                               К.т.н., доцент

                                                                                                             Борхович Сергей Юрьевич

ИЖЕВСК 2019

СОДЕРЖАНИЕ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКИН-ФАКТОРА        3

НЕСОВЕРШЕНСТВО ПО СТЕПЕНИ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА        6

ЭФФЕКТ НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЫ        9

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКИН-ФАКТОРА

Скин-фактор - это гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи по сравнению с совершенной скважиной.

Впервые Ван Эвердинген и Херст (1949г) ввели понятие «скин-эффект» для оценки состояния призабойной зоны скважины и указали, что падение забойного давления в результате ухудшения проницаемости пласта пропорционально скин-эффекту, а в 1956 г. Хавкинс предложил формулу для расчета, вошедшую в учебную и научную литературу, как Hawkins’ formula.

Основная формула для скин-фактора:

[pic 1]

где  S – скин-фактор, КПЛ – проницаемость коллектора, КЗ–проницаемость измененной зоны, rз – радиус измененной зоны, rc – радиус скважины.  

[pic 2]

1. S<0 – КЗ > КПЛ     бывает после стимуляции пласта (кислотная обработка, ГРП, глубокая перфорация). 
2. S=0 – КЗ = КПЛ    пласт не поврежден
3. S>0 – КЗ < КПЛ   пласт поврежден или механические проблемы. 

Влияние неоднородности пласта на КВД-КПД при неустановившейся плоскорадиальной фильтрации к скважине, находящейся в центре круговой зоны радиуса в бесконечном пласте, изучалось в 1951 г. В.Н. Щелкачевым, в 1958 г. Г.И. Баренблаттом и В.А. Максимовым и другими исследователями (сравнивалось одновременное влияние неоднородности и притока). 

Определение величины скин-фактора S (его знака и численного значения) позволяет решать важные практические задачи:

• оценивать состояние ПЗП скважины в любой момент ее жизни;

• ранжировать фонд скважин и выделять те из них, которые имеют ухудшенное состояние ПЗП;

• служить основой для планирования геолого-технических мероприятий, направленных на улучшение состояния ПЗП, увеличение дебитов скважин (установление очередности проведения операций ГТМ, выбор скважины и технологии проведения ГТМ);

• S, определенные до и после проведения ГТМ, позволяют судить об эффективности ГТМ.

Причины изменения свойств призабойной зоны пласта (ПЗП):

• Кольматирование буровым раствором
• Осаждение солей из-за несовместимости пластовой и нагнетаемой воды
• Разрушение естественного цемента пласта и вынос его в ПЗП
• Гидроразрыв пласта
• Проведение кислотных обработок

Другой причиной возникновения скин-эффекта являются фильтрационные характеристики призабойной зоны, зачастую существенно отличающиеся от свойств пласта. Загрязнения прискважинной области формируются на протяжении всей жизни скважины – при бурении,  цементировании, перфорации, освоении и эксплуатации.