Что такое скин фактор: фактор — это… Что такое Скин-фактор? — groupnk.ru — Группа НК — комплексные поставки электрооборудования в Москве и регионах

Содержание

фактор — это… Что такое Скин-фактор?

Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

Скин-фактор и приведённый радиус

По определению скин-фактор описывается формулой:

где — скин-фактор, — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,
— приведённый радиус скважины — это модельный радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях. После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины.

Скин-фактор и продуктивность

Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение для скин-фактора:

где — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),
— фактическая продуктивность реальной скважины,
— радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами),
— радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Интерпретация скин-фактора

Если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учётом погрешности определения: ), то приствольная зона пласта считается неизменённой, а скважина совершенной (приблизительно и ).

Большая положительная величина скин-фактора (то есть и ) свидетельствет о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины. В таком случае на скважине проводят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока: дополнительная перфорация, свабирование, метод переменного давления (МПД), солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта (ГРП) и др.

Значительная отрицательная величина скин-фактора (то есть и ) наблюдается в случае повышенной проницаемости приствольной зоны пласта (трещины, каверны и т. д.). Часто «ложноотрицательные» значения скин-фактора получаются при интерпретации «недовосстановленных» кривых восстановления давления (КВД) без учёта «послепритока» в ствол скважины, когда на графике отсутствует участок плоскорадиального потока.

Литература

Справочная книга по добыче нефти под редакцией Ш. К. Гиматудинова, 1974.
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М: Нефть и газ, 2003.

Отрицательные значения скин-фактора наблюдаются у скважин после гидроразрыва пласта(ГРП), кислотных обработок (КО). Значительные отрицательные значения скин-фактора наблюдаются на наклонно направленых скважинах (ННС), и на скважинах с горизонтальным окончанием.

Ссылки

фактор — это… Что такое Скин-фактор?

Скин-фактор и приведённый радиус

Скин-фактор и продуктивность

Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение для

скин-фактора:

где — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора),
— фактическая продуктивность реальной скважины,
— радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами),
— радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Интерпретация скин-фактора

Литература

Справочная книга по добыче нефти под редакцией Ш. К. Гиматудинова, 1974.
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М: Нефть и газ, 2003.

Ссылки

фактор — это… Что такое Скин-фактор?

Скин-фактор и приведённый радиус

По определению скин-фактор описывается формулой:

где — скин-фактор, — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта,
— приведённый радиус скважины — это модельный радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях. После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины.

Скин-фактор и продуктивность

Интерпретация скин-фактора

Большая положительная величина скин-фактора (то есть и ) свидетельствет о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины.

В таком случае на скважине проводят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока: дополнительная перфорация, свабирование, метод переменного давления (МПД), солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта (ГРП) и др.

Литература

Справочная книга по добыче нефти под редакцией Ш. К. Гиматудинова, 1974.
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М: Нефть и газ, 2003.

Ссылки

1 Газпром нефть. Скин-фактор. Различные режимы притока.

Описание презентации 1 Газпром нефть. Скин-фактор. Различные режимы притока. по слайдам

1 Газпром нефть. Скин-фактор. Различные режимы притока. Уравнение притока.

2 Газпром нефть. Повторение

3 Газпром нефть. Повторение (лекция 8 за 10 класс) Линейная форма закона Дарси – объемная скорость потока, см 3 /сек; – площадь поперечного сечения (перпендикулярно потоку), см 2 ; – вязкость флюида, с. П; — перепад давления на единицу длины (градиент), атм/см; – проницаемость, Д — давление на границе пласта (на расстоянии от скважины) или на границе зоны дренирования скважины, атм; — забойное давление в скважине, атм; – дебит скважины в пластовых условиях, м 3 /сут; – вязкость, с. Пз; – проницаемость, м. Д; — продуктивная толщина пласта, м; — радиус скважины, м; — расстояние от скважины до границы пласта или до границы зоны дренирования скважины, м Формула Дюпюи

4 Газпром нефть. Скин — фактор В случае наличия скин — эффекта формула Дюпюи выглядит так

5 Газпром нефть. Модель скин-эффекта Скин-эффект – дополнительное падение давления за счет изменения проницаемости призабойной зоны. Cкин-фактор – безрамерная величина, связывающая изменение давления в прискважинной зоне, дебит и гидропроводность породы. ∆ P skin =P’ wf – P wf. S = P skin. Kh 18, 4 q µ o B o

6 Газпром нефть. Причины, связанные с изменением фильтрационных свойств призабойной зоны: 1. Кольматирование буровым раствором 2. Осаждение солей из-за несовместимости пластовой и нагнетаемой воды 3. Разрушение естественного цемента пласта и вынос его в призабойную зону 4. Гидроразрыв пласта 5. Проведение кислотных обработок 6. Возникновение уплотненной зоны меньшей проницаемости при перфорации Другие причины: 7. Частичное вскрытие пласта 8. Отклонение скважины от вертикали. Причины возникновения скин — эффекта

7 Газпром нефть. Причины возникновения скин – эффекта. Влияние бурового раствора. Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора в пласт • Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в призабойной зоне.

8 Газпром нефть. Причины возникновения скин – эффекта. Влияние закачки. Повреждения при закачке “ Зашламо ванная” вода Несовместимая вода • Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут закупорить поровые каналы. • Закачиваемая вода может быть несовместимой с пластовой водой – может вызвать образование осадков и закупорить поровые каналы. • Закачиваемая вода может оказаться несовместимой с глинистыми минералами пласта; вода может дестабилизировать некоторые глины, вызывая движение мелких частиц и закупоривая поровые каналы.

9 Газпром нефть. Причины возникновения скин – эффекта. Влияние процесса добычи. Повреждения в результате добычи p wf

p b • В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже давления насыщения. При этом происходит выделение свободного газа, который снижает эффективную проницаемость по нефти в околоскважинной зоне. • В ретроградном газоконденсатном коллекторе околоскважинное давление может быть ниже точки росы. При этом образуется неподвижное конденсатное кольцо, что снижает эффективную проницаемость по газу в околоскважинной зоне.

10 Газпром нефть. Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона уменьшенной проницаемости. S p – скин-фактор, учитывающий геометрию перфорации (+)Причины возникновения скин – эффекта. Влияние перфорации.

11 Газпром нефть. Причины возникновения скин – эффекта. Влияние частичного вскрытия. S pp скин-фактор за счет частичного вскрытия (+) В результате перфорации пласт вскрыт не полностью. Из всей толщины h работает лишь h w.

12 Газпром нефть. По сравнению с вертикальной скважиной продуктивность наклонно-направленной скважины оказывается выше за счет увеличения площади поверхности, доступной для притока пластового флюида. Этот эффект учитывают с помощью введения геометрического скин-фактора S <0. Причины возникновения скин – эффекта. Влияние отклонения скважины от вертикали.

13 Газпром нефть. S – суммарный скин-эффект – совокупность скин-эффектов, возникших по различным причинам: S = S d + S pp + S sz + S + S f + … S d – механический скин-фактор, возникающий за счет изменения фильтрационных свойств в призабойной области вокруг скважины, которое происходит, например, вследствие кольматации бурового раствора в пласт (+) S p – скин-фактор за счет перфорации. Возникает из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия и отражает влияние на продуктивность обсаженной скважины эффект создания перфорационных каналов, по которым осуществляется приток флюида из продуктивного пласта в ствол скважины (+) S pp – скин-фактор за счет частичного вскрытия. Возникает из-за несовершенства скважины по степени вскрытия (то есть за счет неполного вскрытия стволом скважины всей мощности продуктивного пласта) (+) S sz – скин-фактор за счет образования зоны разрушения. Возникает из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия и отражает влияние на продуктивность обсаженной скважины эффекта уплотнения породы в области вокруг перфорационных каналов (+) S – геометрический скин-фактор, возникающий за счет отклонения ствола скважины от вертикали (-) S f – скин-фактор, возникающий за счет создания трещин гидравлического разрыва пласта (ГРП) (-) …Суммарный скин-фактор

14 Газпром нефтьk – проницаемость коллектора k d – проницаемость измененной зоны r d – радиус измененной зоны r w – радиус скважины. Объем пласта h r w k d r d k. Призабойная зона Используя концепцию скина как кольцеобразной зоны вокруг скважины с измененной проницаемостью, Хокинс построил модель скважины, как показано на рисунке. Скин-фактор может быть вычислен с помощью свойств призабойной зоны. Если k d k (интенсификация), скин-фактор является отрицательным. Если k d = k, скин-фактор равен 0. Скин-фактор. Формула Хокинса. Посмотреть вывод формулы w d d d r r k k sln

15 Газпром нефть. В процессе глушения скважины, отфильтровавшаяся в призабойную зону жидкость, изменила проницаемость со 100 м. Д до 60 м. Д в радиусе 0, 6 м. Радиус скважины – 0, 108 м. Для очистки призабойной зоны применили кислотную обработку при этом проницаемость восстановилась до 80% от исходной. Вычислить скин – фактор до и после очистки призабойной зоны. Задача

16 Газпром нефтьk – проницаемость коллектора kd – проницаемость измененной зоны r d – радиус измененной зоны r w – радиус скважины. Решение Объем пласта h r w k d r d k. Призабойная зона w d d d r r k k sln 1 14 3. 1 108. 0 6. 0 l n 1 60 100 l n 1 w d d d r r k k s 4 29. 0 108. 0 6. 0 l n 1 80 100 l n 1 w d d d r r k k s

17 Газпром нефть. Формула Дюпюи с учетом скин-фактора S=S d +S pp +S sz +S q + S f +… – давление на границе пласта (на расстоянии от скважины) или на границе зоны дренирования скважины, атм; – среднее пластовое давление, атм; – забойное давление в скважине, атм; – дебит скважины в пластовых условиях, м 3 /сут; – вязкость, с. Пз; – проницаемость, м. Д; – продуктивная толщина пласта, м; – радиус скважины, м; – расстояние от скважины до границы пласта или до границы зоны дренирования скважины, м; – скин-фактор, безразмерный.

18 Газпром нефть. Эффективный радиус скважины Если проницаемость в зоне изменения k d намного выше, чем проницаемость пласта k r , то скважина будет вести себя как скважина с вероятным радиусом r wd — эффективный радиус скважины. r wd может быть вычислен на основе реального радиуса и скин-фактора: w wd r r Sln S wwderr

19 Газпром нефть Минимальный скин-фактор Пример : (максимально отрицательный скин-фактор) достигается при условии r wd = r е , где r wd — эффективный радиус скважины r е — радиус зоны дренирования w e r r Slnmin 8. 7 108. 0 250 lnlnmin w e r r S

20 Газпром нефть. Различные режимы притока

21 Газпром нефть. Давление. Расстояние от скважины. Линейная модель коллектора Профиль давления Режимы притока

22 Газпром нефть. Поток, определяемый граничными эффектами “ волна давления достигла всех границ” — дебит при постоянном забойном давлении снижается при истощении пласта. Псевдоустановившийся “ волна давления достигла всех границ пласта” – замкнутый коллектор, постоянный дебит — забойное давление снижается при снижении давления на контуре. Установившийся “ пластовые давления не меняются” — поддержание пластового давления, т. е. волна давления достигла, по крайней мере, одной границы пласта. Неустановившийся “ волна депрессии на пласт еще не достигла границ пласта” r r e P wf истощение. Типы потока в пласте P wf

23 Газпром нефть. Переходный После переходный Псевдоустановившийся / установившийся Время 0 P i. З аб о йное д авл ение Д еб ит q. Режимы притока const. P t P e , 0 ), ( trf. P trf t P err r P const t P ,

24 Газпром нефть. Уравнения притока Коэффициент продуктивности ф – пористость С t – сжимаемость, 1/атм атмсут м PP q PI wf *,

25 Газпром нефть « Расчёт стационарного дебита скважины, расположенной в центре круговой зоны дренирования » Пусть: Найдите дебит скважины при S=0 и при S=2 Задача 13. 1 100100 25025010 20 5. 1 1. 0160 B атмбар. P мh м. Дk см. Пс. П м. R we we

26 Газпром нефть Решение? 2)2 0)1 13. 1 100100 250250 10 20 5. 1 1. 0 160 q Найти S S B атмбар. P мh м. Дk см. Пс. Пз м. R w e

27 Газпром нефть • Что такое скин-эффект и скин-фактор? • Причины возникновения скин-эффекта • Как учесть влияние сразу нескольких скин-эффектов? • Формула Хокинса • Формула Дюпюи с учетом скин-фактора • Как скин-фактор влияет на дебит скважины? • Какие значения может принимать скин-фактор? • Что такое эффективный радиус скважины? Для чего он нужен? • Три режима притока к скважине. Чем отличаются? • Уравнение притока (дебита) для различных режимов. После этой лекции я должен знать

28 Газпром нефть. Дополнительные слайды

29 Газпром нефть. Вывод формулы Хокинса Введем обозначения — скин-фактор, то формула Дюпюи может быть записана в виде: Скин-фактор. Вывод формулы Хокинса. Вернуться к презентации)(4 1, 18 w d dd eскинначобщr rn hk Bq r rn kh Bq. РРP ))(1)(1(4 1, 18 w d dd e r rn kh Bq ))()((4 1, 18 w d dd e r rn k k r rn hk Bq ))()(( w d dw d d e r r n k k r r n. А ))()1()(( w d dw e r r n k k r r n. А S r rn k k w d d )()1( )( ))((41, 18 we w e PP S r rn. B khq

фактор — Справочник химика 21

Известной величины скин-фактора по формуле [c.193]

Одним из важных вопросов при анализе потенциала и работы скважины является системный подход. Системный анализ позволяет определить и представить решение проблемы работы скважины в комплексе. Например, ограничение продуктивности (рис.8.3) может быть вызвано высоким скин-фактором, в то время как устранение его может не принести ощутимого результата за счет ограничений, обусловленных конструкцией лифтовых труб (недостаточной пропускной способностью). [c.193]

Сложность теоретического анализа разнообразных факторов, определяющих сопротивление в прискважинной зоне, а в большинстве случаев и невозможность их определения, заставляет считать экспериментальные исследования скважины единственным надежным источником информации о значениях этих сопротивлений. При опытно-фильтрационных работах удобно, по-видимому, не разделять составляющие и Поэтому в дальнейшем мы будем иметь в виду, что определению подлежит именно общее сопротивление которое можно называть обобщенным показателем скин-эффекта. Отнесение этого сопротивления к границе области фильтрации, а именно к стенке скважины, обосновывается хорошо зарекомендовавшим себя методом фильтрационных сопротивлений [7, 17, 112], [c.90]

Таким образом, ясно, что увеличение длины и диаметра искрового канала будет, увеличивая его поверхность, способствовать улучшению условий перехода энергии в окружающую среду. Однако с ростом диаметра канала переход энергии из его центральных частей на периферию будет все более затрудняться и энергия начнет непроизводительно расходоваться на перегрев канала и т. п. Значительному ослаблению этого мешающего фактора может способствовать увеличение крутизны фронта и уменьшение длительности импульса. Увеличение скин-эффекта, возникающее при этом, вызовет интенсивное перекачивание энергии из центральных областей канала на его периферию. [c.253]

Наконец, в группе технических факторов упомянем неравномерность работы насоса, изменение проницаемости в призабойной зоне скважины ( скин-эффект ) и инерционность наблюдательных скважин, обусловленную объемом заполняющей их жидкости. [c.35]

В целом, с учетом всех упомянутых здесь и ранее факторов, влияющих на результаты одиночных откачек (в первую очередь скин-эффекта ), диагностика их данных чаще всего оказывается нечеткой, а иногда, вообще, неопределенной. [c.224]

Существует аналитическая формула, позволяющая оценить скин-фактор, 3, если известны кз и Гз-Она называется формулой Науук1пз а и имеет вид (3,8) [c.36]

ЭПР-измерения включали определения концентрации спинов, ширину линий спектра и -фактор. Типичный сигнал ЭПР углеродного волокна показан на рис. IX. 16 асимметричная форма типична для проводящих материалов. Из-за возможного скин-эффекта и невыполнения температурных зависимостей намагниченности в соответствии с законом Кюри, трудно связать интенсивность сигнала ЭПР с числом носителей зарядов или локализованных спинов. Однако, если допустить отсутствие скин-эффекта и действительность закона Кюри, можно получить эффективную концентрацию спинов зависимость которой от температуры термообработки показана на рис. IX. 17 [21 ]. Характерно, что Робсон с соавт. [23] аналогичное снижение Л/ / (от —15 до 10 10 при повышении ТТО от 1800 до 3000 °С) получил для термообработанных углеродных волокон на основе ПАН. [c.202]

Формула (3.1.20) соответствует высоким давлениям или низким частотам. Волна затухает в данном случае как в обычном металлическом проводнике [5—8]. Если же со становится соизмеримой с частотой Гофф нужно иметь в виду влияние таких факторов, как тепловое движе-iHie электронов, их замагннченность и т. п. Введение только одной тепловой поправки к формуле элементарной теории приводит уже к иному выражению для толщины скин-слоя [9] [c.213]

Итак, коль скоро скин-эффект является не единственным фактором, влияющим на наклон индикаторного графика, а все эти факторы включаются и выключаются в разное время, то уверенное выделение прямолинейного участка графика, отвечающего формуле Тейса в логарифмической аппроксимации, всегда требует какой-то дополнительной информации. При одиночных [c.244]

Скин-фактор горизонтальной скважины в неоднородном пласте — Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

+7(901) 519-13-33, +7(925) 384-93-11, тел./факс: +7(499) 613-93-17

Horizontal well skin factor in heterogeneous formation

L. GAYDUKOV, Institute of Problems of Petroleum and Gas of Russian Academy of Science
N. MIKHAYLOV, Gubkin Oil and Gas University

В статье предложена уточненная зависимость «скин-фактора» интервала горизонтальной скважины от определяющих параметров околоскважинной зоны.

Horizontal well skin factor cannot be correctly estimated from the well tested analysis and from the analytical expressions derived for vertical wells.

Если вас интересует полный текст статьи, Вы можете заказать ее в издательстве.

Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н. Влияние особенностей околоскважинных зон горизонтальных скважин на их продуктивность // Нефтяное хозяйство 2010. №1. С. 31 – 33.
Hurst W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore. // The Petroleum Engineer 1953. V. XXV. N11. P. 20 – 30.
Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М: ОАО ВНИИОЭРГ, 2001. 212 с.
Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М.: Недра, 1996. 339 с.
Suryananrayana P.V., Zhan Wu, Ramalho J., Himes R. Dynamic Modeling of Invasion Damage and Impact on Production in Horizontal Wells // SPE Report 95861, 2007.
Зайцев М.В., Михайлов Н.Н. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины // Нефтяное хозяйство 2004. №1. С. 64 – 66.
Ding Y., Longeron D., Audibert A. Modeling of Both Near-Wellbore Damage and Natural Cleanup of Horizontal Well Drilled With Water-Based Drilling Fluids // SPE 88807, 2004.
Semmelbeck M.E., Holditch S.A., Dewan J.T. Invasion-Based Method For Estimating Permeability From Logs // SPE Report 30581, 1995.
Renard G., Dupuy J.M. Formation damage effects on horizontal-well flow efficiency. SPE 19414, 1991.
Frick T.P., Economides M.J. Horizontal Well Damage Characterization and Removal // SPE Production and Facilities, February 1993.

L.A. Gaydukov, N.N. Mikhaylov. Influence of features of near-well zones of horizontal wells on their productivity // Oil economy, 2010, #1, Pp.31-33.
2.Hurst W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore. // The Petroleum Engineer 1953. V. XXV. N11. P. 20-30.
V.A. Iktisanov. Determining of filtration parameters of strata and rheologic properties of dispersion systems during development of oil fields. – M.: VNIIOERG JSC, 2001. – 212 pages.
N.N. Mikhaylov. Information-technological geodynamics of near-well zones. – M.: Nedra, 1996. – 339 pages.
5.Suryananrayana P.V., Zhan Wu, Ramalho J., Himes R. Dynamic Modeling of Invasion Damage and Impact on Production in Horizontal Wells // SPE Report 95861, 2007.
M.V. Zaytsev, N.N. Mikhaylov. Influence of near-well zone on wll productivity. // Oil economy 2004, #1, Pp.64-66.
7.Ding Y., Longeron D., Audibert А. Modeling of Both Near-Wellbore Damage and Natural Cleanup of Horizontal Well Drilled With Water-Based Drilling Fluids//SPE 88807, 2004.
8.Semmelbeck M.E., Holditch S.A., Dewan J.T. Invasion-Based Method For Estimating Permeability From Logs// SPE Report 30581, 1995.
9.Renard G., Dupuy J.M. Formation damage effects on horizontal-well flow efficiency. SPE 19414, 1991.
10.Frick T.P., Economides M.J. Horizontal Well Damage Characterization and Removal// SPE Production and Facilities, February 1993.

Комментарии посетителей сайта

Авторизация

Ключевые слова: горизонтальная скважина, околоскважинная зона, неоднородный пласт, поражение пласта, производительность, скин-фактор

Keywords: horizontal well, near bore zone, heterogeneous formation, damage, production, skin factor

Просмотров статьи: 4634

СКИН ФАКТОР: инструкция, отзывы, аналоги, цена в аптеках

Скин Фактор (Skin Factor)— это диетическая добавка комплексного действия, которая в своем составе содержит 6 групп биологически активных веществ, синергическое действие которых направлено на поддержку и корректировку метаболических процессов в организме.

Фармакологические свойства

Метаболизм (обмен веществ греч. Metabole — изменение, превращение) — непрерывный и саморегулирующийся круговорот веществ, который происходит в процессе существования живых организмов и сопровождается постоянным самообновлением. К этим реакциям принадлежит усвоения питательных веществ и кислорода, поступающих из окружающей среды. Человеческий организм нуждается в постоянном поступлении различных питательных и биологически активных веществ, необходимых для преобразования энергии в клетках и обеспечения надлежащего функционирования всех систем организма, от чего в свою очередь зависят красивый внешний вид, психоэмоциональное состояние, и общее здоровье человека.

Общие характеристики некоторых активных ингредиентов:

Морской трипептидний коллаген — производится из кожи и чешуи трески, обитающей в северных глубинах Атлантического океана вблизи Канады, и соответствует I и III типа человеческого коллагена. С помощью революционного процесса ферментного гидролиза с использованием чистых физических методов, без каких-либо следов продуктов химической очистки, расщепляется до пептидных цепочек минимального размера (трипептиды), которые не имеют запаха, цвета и вкуса с чрезвычайно высоким ступней очистки. Благодаря низкой молекулярной массе (примерно 2000 Да) полученный морской коллаген быстро всасывается в тонком кишечнике и проникает в глубокие слои кожи, запуская механизм регенерации и омоложения.

Глюкозамина сульфат — это аминосахарид, который является одним из главных строительных элементов соединительной ткани организма и участвует в укреплении и формировании таких тканей как сосудистая, мышечная, хрящевая, костная, сухожилия, синовиальная жидкость, кожа, волосы, ногти, клапаны сердца. Он укрепляет ткани, обеспечивая им надлежащую эластичность и устойчивость к чрезмерным растяжениям. Кроме того, глюкозамин снижает активность ферментов, что вызывают воспаление и постепенное разрушение хрящей и сосудов, улучшает подвижность суставов, является важным элементом в синтезе гормонов и в защите организма от инфекций, бактерий и иного негативного воздействия.

Метилсулфонилметан (МSМ) — это сероорганические соединения с высокой биодоступностью, которое необходимо для развития и поддержки функции соединительной и других тканей организма.

Примерно половина всей серы организма находится в мышцах, остальное количество распределена в мозге, печени, волосах, коже и костях. С возрастом, когда концентрация МSМ в организме уменьшается, важно постоянно пополнять запасы этого вещества в нашем организме. Антиоксидант. При воспалительных процессах опорно-двигательного аппарата, способствует выработке собственного коллагена.

N-ацетил цистеин (NAC) — это устойчивая форма серосодержащих аминокислот L-цистеин. Участвует в синтезе глутатиона — мощного антиоксиданта. Благодаря наличию SH-группы, нейтрализует активные формы кислорода, проявляет детоксикационное, противовоспалительное действие.

L-цистеин способствует формированию коллагена и улучшает эластичность и текстуру кожи, предотвращая ее старение.

L-глютамин — условно незаменимая аминокислота, нейромедиатор, антиоксидант, ускоряет метаболизм в организме, участвует в синтезе других аминокислот, витаминов и ферментов. Укрепляет иммунитет и соединительную ткань.

L-аргинин и L-пролин — это аминокислоты, необходимые для выработки коллагена. Они способствуют заживлению ран и переломов, стимулируют иммунную систему, замедляют процессы старения кожи и сосудов, а также способствуют улучшению эректильной функции у мужчин.

L-лизин — незаменимая аминокислота, усиливает действие аргинина.

Экстракт лимонника, экстракт расторопши и альфа-липоевая кислота — это антиоксидантный комплекс, который имеет гепатопротекторное, желчегонное, противовоспалительное, иммуномодулирующее и регенерирующее (на кожу) действие. также способствует

улучшению эректильной функции у мужчин.

Экстракт готу колы, сосновой коры, виноградных косточек и зеленого чая — сильные антиоксиданты с ангиопротекторными свойствами, способствуют замедлению процессов старения кожи и сосудов.

Экстракт черного перца — антиоксидант.

Витамины В3 (никотинамид), В1 (тиамина хлорид), цинк и селен — активно участвуют в метаболизме, улучшают состояние кожи и слизистых оболочек, нормализует функционирование половой системы.

Витамин С — мощный антиоксидант, иммуномодулятор, способствует усвоению организмом коллагена.

Показания к применению

Рекомендуется в рацион питания как дополнительный источник разнообразных биологически активных веществ, аминокислот, витаминов, микроэлементов.

Благодаря синергическому действию тщательно подобранных активных компонентов, применяется с целью содействия нормализации метаболизма и функционального состояния физиологических систем организма человека.

восстановление, обновление, омоложение кожных покровов организма после косметических процедур (пилинг, шлифовка и др.)
для повышения эластичности и упругости, защиты кожи;
сокращение периода восстановления после переломов костей и других хирургических операций на опорно-двигательном аппарате (Наложение швов, полостные, лапароскопические операции), восстановление подвижности при воспалении суставов;
как хондропротектор: укрепление мышц, костей и связок, при повышенной нагрузке на суставы (избыточный вес, физические нагрузки и занятия фитнесом)
при повышенной ломкости и расслоении ногтевых пластин;
для профилактики витаминной и минеральной недостаточности, укрепления иммунитета, восстановления после перенесенных инфекционных болезней;
для уменьшения токсических воздействий на печень, связанных с длительным применением лекарственных препаратов (Антибиотикотерапия, химиотерапия и т.д.), приемом алкоголя и курением;
в комплексной терапии хронических гепатитов;
лицам в возрасте от 30 лет — для предотвращения преждевременного старения кожи и образованию морщин;
для улучшения сексуальных функций (половое влечение, потенция, олигоспермия, бесплодие и др.)
при проведении диетотерапии.

Способ применения

Суточная доза по 1 пакетику за час до еды или через час после приема пищи 1 раз в день. Содержимое пакетика всыпать в стакан с водой или соком комнатной температуры, тщательно перемешать, выпить умеренными глотками. Суточная доза — один пакетик в день или по индивидуальному назначению врача. Минимальный курс приема — 1 месяц.

Перед применением рекомендуется консультация врача.

Потребителям с открытой формой язвы желудка или острым гастритом следует быть осторожными. Превышать рекомендуемую суточную дозу. Не следует использовать в качестве замены полноценного рациона питания.

Противопоказания

Фенилкетонурия. Индивидуальная непереносимость компонентов диетической добавки. Беременность и период лактации. Дети в возрасте до 12 лет.

Условия хранения

Хранить в сухом, защищенном от света месте при температуре не выше 25 ° С. Хранить в недоступном для детей месте.

Срок годности 36 месяцев.

Форма выпуска

Порошок по 20,0 г, для приготовления раствора для приема внутрь, в саше №30.

Состав

1 саше содержит активные ингредиенты:

Коллаген морской трипептидний 6500 мг
Экстракт готу колы 120 мг
L-глютамин 2000 мг
Экстракт расторопши (силимарин) 120 мг
Метилсулфонилметан (МСМ) 1500 мг
Экстракт сосновой коры 60 мг
N-ацетил цистеин 1000 мг
Экстракт виноградных косточек 60 мг
Глюкозамина сульфат 1000 мг
Экстракт зеленого чая 60 мг
L-аргинин 1000 мг
Экстракт лимонника 60 мг
L-лизин 1000 мг
Альфа липоевая кислота 50 мг
L-пролин 500 мг
Цинка цитрат 50 мг
Витамин С 500 мг
Витамин В3 (никотинамид) 30 мг
L-лейцин 500 мг
Селен 25 мг
L-изолейцин 500 мг
Экстракт черного перца 15 мг
L-валин 500 мг
Витамин В1 (тиамин) 3 мг

Вспомогательные вещества: декстроза моногидрат, мальтодекстрин, сукралоза, ксилитол, диоксид кремния, натрий карбоксиметилцеллюлоза (СМС), ангидрид лимонной кислоты, ассорти из ягод в виде порошка.

Скин-фактор — TestWells

Когда добыча пласта установлена, выкидные линии сходятся к скважине с радиальной геометрией. Это определяет наиболее фундаментальный режим потока при испытании скважин: режим радиального потока.

Как мы видели в публикации

Radius of Investigation и учебном курсе Теория и практика испытаний скважин , режим радиального потока определяется в стволе скважины как:

В приведенном выше уравнении мы предполагаем, что идеальное соединение колодца с пористой средой.На практике существует дополнительный перепад давления Δp

_скин, более известный как безразмерное значение скин-фактора S:

В нефтепромысловых единицах мы имеем:

скин пропорционален KH / (qβμ) , где q — дебит скважины (stb / d), β — коэффициент объема пласта флюида, H — чистая толщина пласта (футы), K — проницаемость пласта в горизонтальной плоскости (мД) и μ — вязкость флюида (cp). .

Этот дополнительный перепад давления Δp

_skin должен быть вычтен из давления P (r _w, t), чтобы получить гидравлическое давление P _wf (t):

This skin Значение может быть хорошо интегрировано в вышеприведенное первое уравнение, используя эффективный радиус ствола скважины r

_we = r _w e ^-S вместо r _w.

Следует отметить, что в пласте с высоким KH и низкой вязкостью жидкости высокое значение скин-фактора не обязательно означает высокий перепад давления. Чем более проницаемый резервуар, тем выше скин-фактор.

Кожа характеризует повреждение скважины

Большой перепад давления означает большое повреждение скважины. Поскольку Δp

_скин не является очень удобным для использования термином, тогда определяется скин-фактор для характеристики состояния скважины и степени связи между скважиной и пластом.Чем выше урон, тем выше стоимость скина.

Для поврежденной скважины: S> 0

Существует ограничение потока между скважиной и пластом с увеличением падения давления. Плохое соединение между скважиной и пластом может быть связано с недостаточной или забитой перфорацией, проникновением бурового раствора, частичным проникновением и т.д.Обработки скважин, такие как перфорация, подкисление или гидроразрыв пласта, могут быть выполнены для снижения скин-фактора и улучшения призабойной зоны скважины.

Для стимулированной скважины: S <0

В этом случае улучшаются условия потока вблизи ствола скважины и снижается перепад давления.

Имеем: r

_we> r _w, увеличена площадь контакта скважины с пластом. Некоторые небольшие отрицательные значения скин-фактора можно объяснить геометрией скважины, закислением или наличием некоторых естественных трещин / трещин в коллекторе.Большие отрицательные скин-значения создаются трещинами гидроразрыва.

Скин может варьироваться от -7 до +100. Самые низкие значения могут быть объяснены некоторыми операциями кислотного ГРП, в то время как самые высокие значения скин-фактора — некоторым частичным проникновением / ограниченными перфорациями.

Как получить скин-фактор на основе анализа испытания скважины

Во-первых, радиальный режим потока должен быть идентифицирован на графике производной с линией стабилизации. Это приведет к значению проницаемости-толщины KH, общему значению скин-фактора и радиусу исследования.

Если график производной слишком зашумлен, можно использовать график суперпозиции. По прямой линии радиального потока получается общая скин-величина.

Значение скин-фактора имеет погрешность +/- 0,5, и затем его можно округлить до одного десятичного знака, например S = +3,3 в приведенном выше примере.

Как упоминалось в сообщении

Традиционная производная испытания скважины или учебном курсе Теория и практика испытания скважины , вертикальное разделение между производным уровнем стабилизации и графиком ΔP указывает на значение скин-фактора.Чем выше график ΔP, тем выше скин-фактор.

Мониторинг повреждения обшивки / скважины с течением времени

Тесты PBU (остановки) должны иметь одинаковую стабилизацию на производной, что указывает на радиальный режим потока (если это не так, то есть проблема с измерение / распределение дебита или изменение производительности коллектора).

Затем, глядя на изменения на графиках ΔP, мы можем отслеживать изменения кожи или повреждений с течением времени. Если графики ΔP смещены вверх, скин увеличивается со временем.Это могло произойти из-за засорения, закупорки (скопление мелких частиц, отложений накипи, гидратов, парафина, обломков и т. Д.) Или прорыва газа в перфорационных отверстиях (выпадение конденсата из перфорационных отверстий для газовых скважин) и т. Д.…

Различные элементы обшивки

Приведенное выше определение скин-слоя применяется для полностью вскрытой вертикальной скважины в однородном пласте с изотропной проницаемостью. В этом случае вся обшивка равна обшивке ствола скважины (также называемой обшивкой с перфорацией, бесконечно малой обшивкой или механической обшивкой).

Для различных типов скважин и коллекторов можно наблюдать различные режимы потока (геометрию) и определять несколько скин-факторов.

Скважины с частичным проникновением / ограниченной перфорацией

Для скважины с ограниченным проникновением или частичным проникновением вдоль коллектора обычно наблюдаются три типа геометрии потока: радиальный режим потока через сегмент добывающей скважины, сферический поток затем радиальный режим течения по всей толщине коллектора.

Суммарный скин равен:

С h — вся чистая толщина пласта, h

_P — ограниченная высота перфорации, Sw — повреждение ствола скважины. При высоких значениях h / h _P (небольшой сегмент добывающей скважины) эффект повреждения ствола скважины усиливается.

Sg является геометрической кожей. Это положительное значение скин-фактора учитывает дополнительный перепад давления, который создается, когда выкидные линии сходятся к проточной части скважины.

Когда общая скин-фактор превышает 20-30, причиной может быть частичное проникновение или ограниченная перфорация, даже если сферический поток не виден (он может быть замаскирован некоторым эффектом накопления в стволе скважины или продолжительность испытания может быть слишком короткой) . Как мы увидим позже, этот высокий скин может быть также образован некоторой потерей давления в трубке, когда датчик расположен на мелководье.

Скважины с трещинами и «оболочкой трещины»

Некоторые повреждения могут присутствовать вокруг трещины гидроразрыва с наличием области пониженной проницаемости из-за потерь жидкости для гидроразрыва (повреждение от потери жидкости).Некоторое повреждение также может быть локализовано внутри самого перелома (задушенный перелом).

Величина скин-фактора трещин обычно довольно небольшая, ниже 0,5. Поскольку общий скин-фактор является более понятным термином, рекомендуется преобразовать значение скин-фактора трещины в суммарный скин-скин с помощью графика ниже из SPE 10179.

Предположим, что результаты анализа переходных процессов давления показывают скин-трещину. S

_f = 0,3. Тогда:

Глядя на приведенный выше график, мы получаем:

И, следовательно, общее скин-значение, связанное с гидроразрывом, составляет:

При поврежденной трещине может быть виден некоторый эффект накопления в стволе скважины. с прямой с единичным уклоном в начале производной.Поведение трещин может затем наблюдаться после эффекта накопления в стволе скважины или может быть полностью им замаскировано. Пример показан ниже.

Газовые и газоконденсатные скважины

Из-за высокой скорости газа поток около ствола скважины может стать турбулентным в газовых и газоконденсатных скважинах. Эта турбулентность может создать дополнительный перепад давления Dq, где D является коэффициентом потока, отличным от Дарси (D / Mscf).

Тогда общий скин будет:

S = S _Darcy + Dq .

Не-Дарси скин Dq — это скин из-за турбулентности, также называемый турбулентным скином. Фактор D может быть оценен с несколькими периодами скорости из простого

теста скорости шага .

Горизонтальные скважины

В зависимости от угла отклонения вокруг горизонтальной скважины можно наблюдать три различных геометрии потока: вертикальный радиальный режим потока по длине дренажа, промежуточный режим потока (от сферического до линейного режима потока) и горизонтальный радиальный режим течения.

Для горизонтальной скважины общая скин-фактор равен:

Sg — геометрический скин (в данном случае он может быть положительным или отрицательным). Этим объясняется дополнительный перепад давления, который создается при схождении выкидных трубопроводов к проточной части скважины.

h — чистая толщина коллектора, L — горизонтальная длина, K _h — горизонтальная проницаемость и K _v — вертикальная проницаемость.

Для кожи, отличной от Дарси, общий скин можно записать как:

Мы можем отметить, что для длинных горизонтальных скважин (h / L

<< 1) или высокой вертикальной проницаемости (K _h / K _v << 1) снижается эффект повреждения ствола скважины.

Неоднородные коллекторы

Есть некоторые дополнительные скин-элементы, связанные с неоднородными коллекторами, например, некоторые скин-факторы из-за сложного поведения (изменения подвижности и / или хранимости пласта) из-за поведения двойной пористости и т.д…

Неравномерное распределение скин-слоя в многопластовых коллекторах

Скважина в многослойном пласте может иметь несколько интервалов перфорации с разными значениями скин-фактора:

В этом случае определяется скин-фактор для каждого интервала перфорации используют его коэффициент Q

_P и длину H _P.

Неравномерное распределение скин-слоя по интервалам перфорации может вызвать некоторый переток в пласте и другие многослойные эффекты.

Неравномерное распределение скин-слоя вдоль ствола скважины также может создавать «ложную» производную стабилизацию, которая может быть ошибочно принята за режим радиального потока. Особое внимание следует уделять исследованиям по проектированию ГДИС и анализу.

Всегда ли кожа отражает повреждение колодца?

Анализ ГДИС предполагает, что манометр расположен рядом с перфорацией скважины.Если это не так и манометр расположен в трубке на некотором расстоянии от перфорационных отверстий, тогда общая скин-фактор будет учитывать дополнительные потери на трение (падение давления) вдоль трубки ниже манометра.

Для малогабаритных манометров это может объяснить некоторые высокие положительные скин-значения, хотя на самом деле скважина может не быть повреждена. Чтобы получить правильные коэффициенты скин-фактора и турбулентности, данные следует скорректировать на основе потери давления в трубке. Это будет тема другого поста.

Оценка скин-фактора по одноступенчатым испытаниям газовых скважин | Восточное региональное совещание SPE

Резюме

Скин-фактор обычно используется как индикатор эффективности потока и критерий для проведения обработки с целью повышения продуктивности скважины. Скин-фактор, который обычно определяется при интерпретации результатов испытаний скважин с переходным давлением, является составным фактором и должен быть разбит на его различные компоненты, чтобы оценить повреждение в призабойной зоне.Это особенно важно для газовых скважин, поскольку они испытывают дополнительный перепад давления вблизи ствола скважины из-за высокой скорости газа. Этот дополнительный перепад давления около ствола скважины обычно называют эффектом, не связанным с Дарси, и его можно аппроксимировать зависящим от скорости скин-фактором. Следовательно, общий скин-фактор, полученный в результате испытания переходного давления газовой скважины, имеет два основных компонента: скины, не зависящие от скорости и зависящие от скорости. Не зависящий от скорости скин-фактор в первую очередь является функцией повреждения пласта, отклонения скважины, заканчивания и перфорации.Скин, зависящий от скорости, объясняет эффекты, не связанные с Дарси. Обе эти поверхности могут быть определены непосредственно из интерпретации испытаний скважины на переходных режимах давления, если было проведено несколько испытаний переходных режимов с разными скоростями. Однако многоскоростные тесты являются обременительными для проведения, и полезно оценивать не зависящий от скорости скин-фактор на основе теста с одной скоростью. Чтобы получить надежное значение для кожи, не зависящей от скорости, из теста с одной скоростью, зависящую от скорости кожу следует оценивать независимо.Обшивка, зависящая от скорости, зависит, помимо других параметров, от коэффициента инерционного сопротивления ß. В литературе доступен ряд корреляций, относящихся к проницаемости. Эти опубликованные корреляции получены из ограниченного набора лабораторных измерений на различных пористых средах. Наши предыдущие исследования показали, что эти корреляции не дают последовательных результатов. В качестве альтернативы ß может быть определен по результатам многоскоростных испытаний скважин. Рассчитанные значения ß по результатам таких испытаний отражают фактические полевые условия, которые невозможно воспроизвести в лаборатории.Однако сложная зависимость ß от свойств пористой среды препятствует развитию единственной корреляции ß -k, которая может обеспечить точные и последовательные результаты для всех коллекторов. Более реалистичным подходом было бы разработать взаимосвязь между проницаемостью и ß для конкретной пористой среды. Для разработки корреляции для ß была создана база данных многоскоростных испытаний газовых скважин, которая содержала данные из более чем 100 испытаний скважин, полученных от ряда операторов в Аппалацианской котловине.Были доступны испытания нескольких скважин в одном пласте, и было разработано несколько зависимостей для конкретных месторождений для ß. Сравнение скин-фактора, определенного из этих корреляций, с скин-факторами, определенными из данных испытаний скважин, показало, что корреляции для конкретных пластов для ß обеспечивают точные и согласованные результаты.

Повреждение формации — PetroWiki

Повреждение формации было определено как нарушение невидимого неизбежным, вызывающее неизвестное уменьшение не поддающегося количественной оценке.В другом контексте повреждение пласта определяется как ухудшение пласта (снижение добычи), вызванное скважинными флюидами, используемыми во время операций бурения / заканчивания и капитального ремонта. Это зона пониженной проницаемости в непосредственной близости от ствола скважины (кожи) в результате проникновения инородной жидкости в породу коллектора.

Обычно любое непреднамеренное сопротивление потоку флюидов в ствол скважины или из ствола скважины называется повреждением пласта. Это широкое определение включает ограничения потока, вызванные снижением проницаемости в призабойной зоне скважины, изменениями относительной проницаемости для углеводородной фазы и непреднамеренными ограничениями потока в самом заканчивании.Ограничения потока в насосно-компрессорных трубах или ограничения, налагаемые скважиной, частично проникающей в пласт, или другие аспекты геометрии заканчивания, не включены в это определение, потому что, хотя они могут препятствовать потоку, они либо были предусмотрены конструкцией, чтобы служить определенной цели. или не проявляются в типичных измерениях повреждений пластов, таких как кожа.

Предотвращение повреждения формации

В течение последних пяти десятилетий большое внимание уделялось вопросам повреждения формации по двум основным причинам:

На способность извлекать флюиды из коллектора очень сильно влияет проницаемость по углеводородам в призабойной зоне скважины
Хотя у нас нет возможности контролировать свойства породы-коллектора и свойства флюидов, у нас есть некоторая степень контроля над операциями бурения, заканчивания и добычи. и вокруг ствола скважины, и оказывают существенное влияние на добычу углеводородов.Осведомленность о последствиях повреждения пласта при различных операциях бурения, заканчивания и добычи может помочь существенно снизить повреждение пласта и повысить способность скважины производить флюиды.
Образование кожных повреждений
На рис. 1 показано повреждение кожи пласта.
- Рис. 1 — Образование кожного повреждения.
Дополнительную информацию можно найти в разделе «Определение эффективности потока и скин-фактора».
Повреждения механизмов
Повреждение формацией представляет собой комбинацию нескольких механизмов, включая:
- Забивание твердыми частицами . Рис. 2 показывает, что закупорка поровых пространств коллектора и породы может быть вызвана мелкими твердыми частицами в фильтрате бурового раствора или твердыми частицами, вытесненными фильтратом в матрице породы. Чтобы свести к минимуму эту форму повреждения, минимизируйте количество мелких твердых частиц в системе бурового раствора и потери жидкости. См. Повреждение пласта, вызванное бурением
Фиг.2 — Повреждение пластом, вызванное забивкой твердыми частицами.

Набухание или дисперсия частиц глины . Это неотъемлемая проблема песчаника, содержащего чувствительные к воде глины. Когда фильтрат пресной воды проникает в породу коллектора, он вызывает разбухание глины и, таким образом, уменьшает или полностью блокирует участки горловины. См. Повреждение пласта от набухающих глин.
Изменения насыщенности . Добыча зависит от степени насыщения породы-коллектора.Когда фильтрат системы бурового раствора попадает в пласт, это вызывает некоторое изменение водонасыщенности и, следовательно, возможное снижение добычи. Рис. 3 ^[1] показывает, что высокие потери жидкости вызывают увеличение водонасыщенности, что приводит к снижению относительной проницаемости породы.

Рис. 3 — Повреждение пласта, вызванное насыщением.

Изменение смачиваемости . Породы-коллекторы по своей природе влажные.Было продемонстрировано, что при бурении с использованием систем бурового раствора на нефтяной основе избыток поверхностно-активных веществ в фильтрате бурового раствора, попадающем в породу, может вызвать изменение смачиваемости. Из полевого опыта и лабораторных испытаний было показано, что до 90% производственных потерь может быть вызвано этим механизмом. Следовательно, чтобы избежать этой проблемы, количество избыточных поверхностно-активных веществ, используемых в системах бурового раствора на масляной основе, должно быть минимальным. См. Дополнительные причины повреждения формации
Засорение эмульсии .Системе на масляной основе присуще использование избыточных поверхностно-активных веществ. Эти поверхностно-активные вещества проникают в породу и могут образовывать эмульсию в поровом пространстве, что препятствует производству из-за блокировки эмульсии. См. Дополнительные причины повреждения формации
Засорение водного фильтрата . Во время бурения с использованием бурового раствора на водной основе водный фильтрат, попадающий в пласт, может вызвать некоторое засорение, которое снизит продуктивный потенциал коллектора. См. Дополнительные причины повреждения формации
Взаимное осаждение растворимых солей в фильтрате скважинной жидкости и пластовой воде .Любое осаждение растворимых солей, будь то при использовании систем солевого раствора или из пластовой воды, или и того, и другого, может вызвать закупорку твердыми частицами и затруднить добычу.
Перенос штрафов . Накопление мелких частиц, особенно в пластах из песчаника, может значительно снизить продуктивность скважины. См. Повреждение формации от миграции мелких частиц
Отложение парафинов или асфальтенов . Парафины и асфальтены могут откладываться как в насосно-компрессорных трубах, так и в порах породы-коллектора, что значительно ограничивает продуктивность скважины.См. Повреждение формацией парафинов и асфальтенов
Отвод конденсата . Скопление конденсата вокруг ствола скважины может препятствовать потоку газа из-за снижения проницаемости. См. Повреждение пласта из-за скопления конденсата
Прочие причины . Они могут включать бактериальное закупоривание и выброс газа. См. Дополнительные причины повреждения формации

Количественная оценка повреждений формации

Обычно используемым показателем продуктивности скважины является индекс продуктивности J в баррелях на фунт на квадратный дюйм:

……………….. (1)

Наиболее часто используемым показателем повреждения пласта в скважине является скин-фактор S . Скин-фактор — это безразмерный перепад давления, вызванный ограничением потока в призабойной зоне. Он определяется следующим образом (в полевых единицах):

……………….. (2)

Рис. 4 показывает, как ограничения потока в околоскважинной области могут увеличивать градиент давления, что приводит к дополнительному падению давления, вызванному повреждением пласта (Δ p _скин).

Рис. 4 — Профиль давления в призабойной зоне для скважины с повреждением пласта. ^[2]

В 1970 г. в Стандарте ^[2] было введено важное понятие эффективности потока скважины, F , которое он определил как

……………….. (3)

Очевидно, что эффективность потока, равная 1, указывает на неповрежденную скважину с Δ p _скин = 0, эффективность потока> 1 указывает на стимулированную скважину (возможно, из-за гидравлического разрыва), а эффективность потока <1 указывает на то, что поврежден хорошо.Обратите внимание, что для определения эффективности потока мы должны знать среднее пластовое давление и скин-фактор S . Методы измерения этих величин обсуждаются в разделе «Определение эффективности потока и скин-фактора».

Влияние скин-фактора на продуктивность скважины можно оценить с помощью соотношений характеристик притока (IPR) для скважины, таких как предложенные Vogel, ^[3] Fetkovich, ^[4] и Standing. ^[2] Эти ПИС можно резюмировать следующим образом: ^[5]:

……………….. (4)

где

……………….. (5)

Когда x = 0, восстанавливается линейная модель IPR; когда x = 0,8, мы получаем IPR Фогеля; а когда x = 1, получается модель IPR Фетковича. Пример графика безразмерной добычи углеводородов как функции безразмерного забойного давления (IPR) показан на Рис. 5 для различных значений эффективности потока. Очевидно, что по мере снижения эффективности потока все меньшие и меньшие дебиты углеводородов получаются для одной и той же депрессии.

Рис. 5 — Соотношения характеристик притока для различных значений эффективности потока (F). ^[3]

Выбор используемого IPR зависит от свойств жидкости и механизма привода резервуара. IPR Стэндинга наиболее подходит для коллекторов с газовым приводом, тогда как линейный IPR больше подходит для коллекторов с гидроприводом, добывающих при давлениях выше точки кипения, и для углеводородов без существенного растворения газа.Более подробное обсуждение этого представлено в Peters ^[5].

Повреждение формации против псевдоповреждения

Важно четко отличать повреждение пласта от заканчивания скважины и эффектов коллектора, которые являются следствием того, как ствол скважины проникает в пласт и где расположены перфорационные отверстия (иногда называемые эффектами псевдоскины) ^[6] ^[7] ^[8] ^[9] и потеря проницаемости в результате истощения.^[10] Инженерные модели коллектора для потока с ограниченным входом в частично проникающие скважины представлены в нескольких текстах по проектированию коллектора, таких как Dake. ^[6]

Вторая основная причина псевдоскожи — это высокоскоростные потоки около ствола скважины, которые вызывают турбулентность или инерционные эффекты. Как обсуждалось в предыдущем разделе, турбулентность или инерционные эффекты могут привести к дополнительному турбулентному падению давления, которое необходимо четко отличать от падения давления, вызванного уменьшением проницаемости.

Наконец, ограничения потока в самом стволе скважины, такие как штуцеры, наросты накипи, отложения парафина или асфальтенов, часто могут приводить к перепадам давления в НКТ, которые значительно превышают ожидаемые. Это снижение продуктивности скважины обычно не называют повреждением пласта. Другими типами ухудшения добычи, вызванными внутри НКТ, являются обрушенные НКТ или ограничения потока, вызванные механическими ограничениями, такими как:

В этом частичном списке приведены некоторые примеры ограничений потока, вызванных главным образом в насосно-компрессорных трубах, и их обычно не следует классифицировать как повреждение пласта.Они не проявляются в показателях повреждения пласта, таких как кожа, которые в первую очередь являются показателями ограничения потока в призабойной зоне.

Ограничения потока в самом заканчивании, такие как уплотненная зона вокруг перфорационных туннелей и забитые гравийные фильтры, включены в определение эффективности потока и скин-слоя, поскольку они обычно измеряются как скин-слой скважины.

Номенклатура

B	=	пропорционально коэффициенту не-Дарси, D
F	=	КПД скважины
к	=	общая проницаемость, мкД
p _R	=	среднее пластовое давление
p _wf	=	идущее забойное давление
Δ P _кожа	=	дополнительный перепад давления из-за повреждения пласта
q	=	расход
q _o	=	расход масла
S	=	скин-фактор
Дж	=	индекс производительности

Список литературы

↑ Мэтьюз, К.С., Рассел Д. 1967. Повышение давления и испытания потока в скважинах, 1, 110. Ричардсон, Техас: Серия монографий, SPE.
↑ ^2,0 ^2,1 ^2,2 Постоянный, M.B. 1970. Взаимосвязь характеристик притока для поврежденных скважин, добывающих газовый раствор. J Pet Technol 22 (11): 1399-1400. SPE-3237-PA. http://dx.doi.org/10.2118/3237-PA
↑ ^3,0 ^3,1 Фогель, Дж. В. 1968. Взаимосвязь характеристик притока для скважин с газовым приводом.J Pet Technol 20 (1): 83-92. http://dx.doi.org/10.2118/1476-PA
↑ Феткович, М.Дж. 1973. Изохронные испытания нефтяных скважин. Представлено на осеннем собрании Общества инженеров-нефтяников AIME, Лас-Вегас, Невада, 30 сентября — 3 октября 1973 г. SPE-4529-MS. http://dx.doi.org/10.2118/4529-MS
↑ ^5,0 ^5,1 Peters, E.J. 1990. Классные заметки. Технологический факультет Техасского университета в Остине (1990)
↑ ^6.0 ^6.1 Дэйк, Л.П. 1978. Основы разработки месторождений. Нью-Йорк: Elsevier Scientific Publishing Co.
↑ Джонс, Л. и Уоттс, Дж. 1971. Оценка скин-эффекта в частично законченной скважине. J Pet Technol 23 (2): 249-252. SPE-2616-PA. http://dx.doi.org/10.2118/2616-PA
↑ Odeh, A.S. 1968. Установившаяся производительность скважин с ограниченным входом в поток. J Pet Technol 8 (1): 43–51. SPE-1797-PA. http://dx.doi.org/10.2118/1797-PA
↑ Недели, С.G. 1974. Повреждение пласта или ограниченное перфорационное проникновение? Пробная стрельба может дать ключ к разгадке. J Pet Technol 26 (9): 979–984. SPE-4794-PA. http://dx.doi.org/10.2118/4794-PA
↑ Марек, Б.Ф. 1979. Потеря проницаемости при истощении коллекторов. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Лас-Вегас, Невада, 23-26 сентября 1979 г. SPE-8433-MS. http://dx.doi.org/10.2118/8433-MS

Интересные статьи в OnePetro

Внешние ссылки

См. Также

Определение эффективности потока и скин-фактора

Повреждение пласта в нагнетательных скважинах

Повреждение пласта от перфорации и цементирования

Повреждение формации жидкостями для ремонта заканчивания скважины

Повреждение пласта, вызванное бурением

Проблемы с бурением

PEH: Бурение_Проблемы_и_Решения

PEH: Formation_Damage

Категория

Скин-фактор Определение | Law Insider

Относится к

Кожному фактору

Фактор соответствия означает количественную оценку соответствия конкретного респиратора конкретному человеку и обычно оценивает отношение концентрации вещества в окружающем воздухе к его концентрации внутри респиратор при ношении.

Фактор стресса означает 2,25.

Фактор примечания означает, в отношении Облигаций или любого Класса Облигаций на любую Дату платежа, шестизначное десятичное число, равное Балансу Облигаций Облигаций или такому Классу Облигаций, в зависимости от обстоятельств, на конец предыдущего Периода инкассо, разделенного на Остаток Облигаций по Облигациям или такому Классу Облигаций, в зависимости от обстоятельств, на Дату закрытия. Фактор примечания будет 1,000000 на Дату закрытия; после этого фактор нот будет отклоняться для отражения сокращений в балансе нот по нотам или такому классу нот, в зависимости от обстоятельств.

Весовой коэффициент wT для органа или ткани (T) означает долю риска стохастических эффектов, возникающих в результате облучения этого органа или ткани, к общему риску стохастических эффектов при равномерном облучении всего тела. Для расчета эквивалента эффективной дозы значения wT следующие:

Фактор класса Что касается любой даты определения и любого класса сертификатов (кроме классов только для процентов и остаточных сертификатов), дробная часть которой имеет числитель (i) совокупность номиналов всех сертификатов такого класса плюс, в случае каждого класса начисления, все проценты, начисленные на сертификаты такого класса до такой даты определения и добавленные к его балансу класса , за вычетом (ii) совокупной суммы всех Основных сумм распределения, если таковые имеются, распределенных между ними до такой даты определения и знаменателем которой является первоначальный остаток по классу такого класса.Что касается любой даты определения и любого класса только с процентами, дробь, числителем которой является (i) процент, указанный для такого класса только с процентами, умноженный на (ii) текущий остаток класса класса, указанный для такого класса только с процентами в каждом случае в разделе «Справочный лист — условные классы» в Приложении к проспекту эмиссии (или, если так указано более одного процента и класса, сумма продуктов, описанных в этом предложении), знаменателем которого является исходный класс Остаток такого класса «Только проценты».

Коэффициент нагрузки означает отношение среднего спроса за определенный период времени (обычно один месяц) к максимальному спросу, возникающему в этот период;

Коэффициент индекса означает в любой день сумму, равную конечному значению Индекса в этот день, деленное на конечное значение Индекса в Дату начала.

Коэффициент кредитного плеча означает коэффициент кредитного плеча в отношении Серии ценных бумаг ETP, как указано в соответствующих Окончательных условиях.

Коэффициент инфляции означает число, определяемое для каждого налогового года путем деления индекса потребительских цен за июнь налогового года на индекс потребительских цен за июнь 2005 года.

Коэффициент обмена означает 1,0; при условии, однако, что, если Генеральный партнер: (a) объявляет или выплачивает дивиденды по находящимся в обращении Обыкновенным акциям в Обыкновенных акциях или распределяет среди всех держателей находящихся в обращении Обыкновенных акций в Обыкновенных акциях; (b) подразделяет находящиеся в обращении Обыкновенные акции; или (c) объединяет свои находящиеся в обращении Обыкновенные акции в меньшее количество обыкновенных акций, коэффициент обмена корректируется путем умножения коэффициента обмена на дробь, числителем которой должно быть количество выпущенных и находящихся в обращении обыкновенных акций. на дату регистрации такого дивиденда, взноса, подразделения или комбинации (при условии, что такой дивиденд, распределение, подразделение или объединение произошло на данный момент), и знаменателем которого должно быть фактическое количество обыкновенных акций (определяется без вышеуказанного допущения), выпущенных и находящихся в обращении на дату записи для таких дивидендов, распределения, подразделения или комбинации.Любая корректировка обменного фактора вступает в силу немедленно после даты вступления в силу такого события, имеющего обратную силу по отношению к дате регистрации, если таковая имеется, для такого события.

Коэффициент мощности означает отношение потребляемой мощности, измеренной в кВт, к общей мощности, измеренной в кВА;

Фактор уведомления или «NF» имеет значение, приписываемое ему в пункте 9;

Поправочный коэффициент означает, в отношении доли Фонда (или одной единицы любой другой ценной бумаги, для которой должна быть определена Цена закрытия Фонда), 1.0, с возможностью корректировки в случае определенных событий, влияющих на акции Фонда. См. «—Корректировки против разводнения, относящиеся к Фонду; Альтернативный расчет — корректировки антиразбавления »ниже.

Коэффициенты разбавления означает, без дублирования, по отношению к любому периоду, совокупную сумму всех вычетов, кредитовых авизо, возвратов, корректировок, резервов, списаний безнадежных долгов и других неденежных кредитов, которые учитываются для уменьшения счетов дебиторская задолженность в соответствии с текущей и исторической практикой бухгалтерского учета Заемщиков.

Коэффициент выбросов означает уникальное значение для определения количества парникового газа, выбрасываемого при заданном объеме деятельности (например, метрические тонны диоксида углерода, выбрасываемые на баррель сжигаемого ископаемого топлива).

Фактор процентной ставки означает ежемесячный начисление сложных процентов, дисконтирование или аннуитет, в зависимости от обстоятельств, по ставке, указанной в Приложении A.

Коэффициент преобразования означает 1,0, при условии, что в случае, если Генеральный партнер (i) объявляет или выплачивает дивиденды по своим непогашенным Акциям REIT в REIT Распределяет или распределяет среди всех держателей своих находящихся в обращении Акций REIT в Акциях REIT, (ii) подразделяет свои находящиеся в обращении Акции REIT или (iii) объединяет свои находящиеся в обращении Акции REIT на меньшее количество Акций REIT, коэффициент конвертации должен быть скорректирован путем умножения коэффициента конвертации на дробь, числителем которой будет количество выпущенных и находящихся в обращении акций REIT на дату регистрации таких дивидендов, distributi на, подразделение или объединение (при условии, что для таких целей такой дивиденд, распределение, подразделение или объединение произошло на данный момент), знаменателем которого должно быть фактическое количество акций REIT (определенное без вышеуказанного предположения), выпущенных и находящихся в обращении. в такую дату и, при условии, что в случае, если юридическое лицо, не являющееся Аффилированным лицом Генерального партнера, станет Генеральным партнером в соответствии с любым слиянием, консолидацией или объединением Генерального партнера с другим лицом или в другое юридическое лицо («Правопреемное лицо» ), коэффициент преобразования корректируется путем умножения коэффициента преобразования на количество акций предприятия-правопреемника, в которое конвертируется одна акция REIT в результате такого слияния, консолидации или объединения, определенное на дату такого слияния, консолидации или объединения. .Любая корректировка коэффициента преобразования вступает в силу немедленно после даты вступления в силу такого события, имеющего обратную силу по отношению к дате регистрации, если таковая имеется, для такого события; при условии, однако, что если Генеральный партнер получает Уведомление о погашении после даты регистрации, но до даты вступления в силу такого дивиденда, распределения, подразделения или комбинации, коэффициент преобразования определяется так, как если бы Генеральный партнер получил Уведомление погашения непосредственно до даты регистрации таких дивидендов, распределения, подразделения или комбинации.

Требуемый коэффициент накопления Номер должен быть равен дробной части, округленной в большую сторону до ближайшего целого числа, числитель которого равен единице, а знаменатель которого равен наименьшей месячной ставке основного платежа на Счетах, выраженной как десятичный за три месяца, предшествующих дате такого расчета.

Фактор пула класса A означает, в отношении любой Даты распределения, Баланс сертификата класса A на конец рабочего дня в такую Дату распределения (после выполнения любых платежей, которые должны быть произведены в такую Дату распределения), разделенный на Исходный баланс сертификата класса A, выраженный в виде семизначного десятичного числа.

Коэффициент дисконтирования Moody’s означает коэффициенты дисконтирования, указанные в Руководстве Moody’s для использования при расчете дисконтированной стоимости активов Фонда в связи с долгосрочными рейтингами привилегированных акций Moody’s для акций VRDP по запросу Фонда.

Фактор волатильности S&P означает 277% или другой фактор потенциального увеличения дивидендной ставки, который S&P сообщает Корпорации в письменной форме.

Фактор участия означает процент, который должен быть определен по разумному усмотрению Эмитента (billiges Ermessen) (§ 315 BGB) в Дату заключения сделки на основе волатильности Базового актива и рыночных условий, преобладающих на такую дату, и будут опубликованы в соответствии с § 14 настоящих Правил.Индикация для фактора участия, основанная на рыночных условиях по состоянию на 9 октября 2017 года, составляет 100% (в любом случае, он не будет ниже 80%).

Коэффициент дисконтирования означает процент, рассчитанный для обеспечения Покупателя разумной прибыли от его инвестиций в Дебиторскую задолженность с учетом (i) временной стоимости денег, основанной на предполагаемых датах получения Дебиторской задолженности и стоимости для Покупателя. финансирования своих инвестиций в Дебиторскую задолженность в течение такого периода и (ii) риск неплатежей со стороны Должников.Отправитель и Покупатель могут время от времени договариваться об изменении Фактора скидки на основе изменений в одном или нескольких элементах, влияющих на его расчет, при условии, что любое изменение Фактора скидки вступает в силу с начала Расчетного периода. применяются только перспективно и не влияют на оплату Закупочной цены, произведенную до Расчетного периода, в течение которого Оригинатор и Покупатель соглашаются внести такие изменения.

Коэффициент дисконтирования S&P означает для целей определения дисконтированной стоимости любого актива, отвечающего критериям S&P, процент, определяемый ссылкой на рейтинг такого актива, и кратчайший период воздействия, указанный напротив такого рейтинга, который имеет ту же продолжительность или равен дольше, чем Период воздействия S&P, в соответствии с таблицей, приведенной ниже:

Коэффициент расширения имеет значение, указанное в Разделе 2.4 (а).

Коэффициент использования мощности или «CUF» Имеет то же значение, что и в Правилах CERC (Условия определения тарифов из возобновляемых источников энергии) 2009 года, с поправками, вносимыми время от времени. Здесь CUF выражается в единицах переменного тока.

Исследование скин-фактора и продуктивности горизонтальной скважины после кислотной обработки с неоднородным повреждением

Горизонтальная скважина (HW) была разделена на несколько элементов после кислотной обработки. В каждом элементе должна существовать составная зона, состоящая из зоны повреждения (DZ) и зоны кислотной обработки (AZ).Локальный скин-фактор после кислотной обработки использовался для описания сопротивления в каждой композитной зоне. Модели для локального скин-фактора и продуктивности ГС были созданы с использованием метода эквивалентного фильтрационного сопротивления и смещения между двумя аналогичными режимами течения. В соответствии с решением моделей были проиллюстрированы типовые кривые скин-фактора и коэффициента увеличения продуктивности после кислотной обработки, а также обсуждалось влияние различных параметров в DZ и AZ на распределение скин-фактора и коэффициента увеличения продуктивности после кислотной обработки.Настоящая модель содержит подробное руководство по применению технологии кислотной обработки.

1. Введение

Многие исследователи смоделировали скин-фактор и продуктивность горизонтальной скважины (HW) различными методами, и, кроме того, учитывался поток в стволе скважины.

Фрик и Экономидес [1] представили математическую модель скин-фактора для HW. В их модели учитывались анизотропия проницаемости и форма усеченного эллиптического конуса в зоне повреждения (DZ) с большей DZ вблизи вертикального сечения HW.

Для анизотропной среды Permadi et al. [2–5] указали, что форма области повреждения была круговой около скважины и эллиптической вдали от скважины, и представили новую аналитическую модель для скин-фактора повреждения и результирующего притока пласта для горизонтальной скважины, которая может быть более точной, чем предыдущая. модель скин-фактора и производительности HW.

Парн-Анурак и Энглер [6] предложили новую модель для описания распределения скин-фактора вдоль ствола скважины ГС, в которой ДЗ имела цилиндрическо-коническую форму; при этом учитывались скорость проникновения, длина ГС и коэффициент анизотропии.

Ye et al. [7] предложили метод оценки повреждения пласта от пробуренной ГС. Их модель могла рассчитывать глубину проникновения бурового раствора и жидкости для заканчивания, которая также одновременно учитывала скин-фактор, эффективность потока скважины и потери добычи, чтобы спрогнозировать степень повреждения пласта.

Cai et al. В [8, 9] предложена аналитическая фрактальная модель для анализа глубины проникновения посторонней жидкости, учитывающая извилистость капилляров и эффект смачиваемости [10].Их модели показывают, что глубина пропитки подчиняется закону масштабирования по времени, где показатель степени является функцией фрактальной размерности извилистости, а не классической константы 0,5. За исключением упомянутых выше методов, теория фракталов также может быть использована при изучении скин-фактора для HW [11–13].

Yildiz et al. В [14, 15] рассмотрена задача установившегося фильтрационного течения несжимаемой однофазной жидкости вблизи ГВ с переменной проницаемостью в ДЗ. В этой модели было исследовано влияние степени повреждения, размера и формы DZ, а также геометрических параметров профиля проницаемости на продуктивность ГС.На основании исследований влияние различной проницаемости в DZ также можно было принять во внимание на скин-фактор и продуктивность HW [16].

Принимая во внимание негативный скин, Nie et al. [17] рассмотрел набор сложных граничных условий и построил исчерпывающую полуаналитическую модель для ГС в однородном или двойном или тройном пористом коллекторе, который показал хорошие результаты по сравнению с реальными промысловыми данными.

Ан и Ву [18] построили полуаналитическую модель для прогнозирования дебита сложных скважин в анизотропных коллекторах с учетом повреждений пласта из-за вторжения бурения и заканчивания скважины, которые были выражены скин-фактором.Их модель могла полностью учитывать характеристики повреждения пласта и его влияние на продуктивность ГС.

Вышеупомянутые методы подробно обсуждали создание, решение и применение в реальном процессе производства моделей скин-фактора для HW; однако модели могут быть только для HW без обработки стимуляцией, в то время как в большинстве случаев подходящая кислота будет использоваться для удаления повреждений пласта [19, 20], поэтому новая модель скин-фактора для HW после кислотной обработки будет больше подходит для реальных условий производства.В этой статье DZ, неравномерно распределяющаяся по стволу скважины после обработки кислотой, моделируется с использованием ряда эллиптических составных областей, что может быть наиболее подходящим подходом для реальной формы DZ после кислотной обработки. Между тем, потоки в пористой среде и стволе скважины объединяются для расчета продуктивности ГС после кислотной обработки. Затем представлена комплексная модель путем введения неоднородной DZ для расчета скин-фактора и продуктивности HW после кислотной обработки. Проанализированы факторы, влияющие на распределение скин-фактора и продуктивность ГС после кислотной обработки.Модель может предоставить новое решение для расчета скин-фактора и продуктивности HW после кислотной обработки в эмпирическом применении.

2. Модель соединения пласта и ствола скважины

2.1. Модель потока в пласте

Когда ГС обрабатывают кислотной обработкой, ДЗ около ствола скважины будет улучшена, что приведет к снижению скин-фактора, в то время как зона вдали от ствола скважины будет такой же, как и до кислотной обработки, поэтому Исследование ГС после кислотной обработки будет сосредоточено на характеристиках потока вблизи ствола скважины.В анизотропном пласте из-за разницы проницаемости между горизонтальной плоскостью и вертикальной плоскостью в любом месте вдоль горизонтального участка, вблизи ствола скважины, существует эллиптическая ЗЗ; более того, когда ГС обрабатывают кислотной обработкой, изопиестические линии около ствола скважины все еще представляют собой группу концентрических эллиптических дуг [21]; то есть после кислотной обработки около горизонтального ствола скважины будет сложная зона в любом месте вдоль горизонтального участка, но из-за неравномерного распределения радиуса DZ и зоны кислотной обработки (AZ) мы должны использовать метод бесконечно малых чтобы получить местный скин-фактор HW после кислотной обработки, в конечном итоге получив общий скин-фактор.

2.1.1. Модель для локального скин-фактора

Чтобы изучить локальный скин-фактор HW, во-первых, мы должны выбрать бесконечно малое сечение в любом месте горизонтального сечения, как показано на рисунке 1, чтобы его можно было рассматривать как точечный сток в эллиптическая составная зона, но до сих пор нет точного метода для решения этой проблемы, поэтому мы можем разделить эллиптическую составную зону на комбинацию из трех однородных зон, а затем решить задачу фильтрации в каждой однородной зоне, соответственно, и, наконец, использовать теорему суперпозиции для решения задачи фильтрации в композитной зоне.

Участок I на Рисунке 1 представляет собой исходную ДЗ около ствола скважины; в этом разделе мы можем рассматривать его как вертикальную скважину на эллиптической границе притока, поэтому его дифференциальное уравнение фильтрации и граничные условия можно описать следующим образом: где — потенциал на границе ДЗ, — горизонтальный радиус ДЗ, — вертикальный радиус ДЗ, а это производство ХВ.
Решение проблемы, как показывает (1), очень сложно; аналитического решения пока нет, но можно использовать приближенное решение, а именно метод перемещения между двумя одинаковыми режимами течения [22]; иными словами, мы можем рассматривать проблему фильтрации точечного стока на эллиптической границе притока как проблему между двумя параллельными изопиестическими линиями, расстояние между которыми составляет, как показано на рисунке 2.

Его дифференциальное уравнение фильтрации и граничные условия могут быть преобразованы в где — потенциал на границе постоянного давления и — расстояние между двумя линиями постоянного давления.
Используя принципы суперпозиции потенциалов, аналитическое решение (2) может быть получено следующим образом [23]:
Уравнение (3) выводится на основе системы СИ основных единиц в нефтяном пласте; мы можем преобразовать его в систему СИ для шахтной единицы в газовом резервуаре, поэтому (4) показывает распределение потенциала вблизи точечного стока на эллиптической границе притока: где — добыча горизонтальной газовой скважины, — температура коллектора газа, — вязкость газа, — коэффициент отклонения газа, — вертикальная проницаемость DZ.
Поскольку точки и находятся на одной изопотенциальной линии, подставляем плоскость двух точек в (4), соответственно, где — давление границы DZ.
Coupling (5) и (6),
По той причине, что с помощью (8) мы не можем получить аналитическое решение для, мы можем изучить его правило изменения с помощью графического метода; На рисунке 3 показана кривая зависимости между и.

Из рисунка 3 интересно обнаружить, что когда значение больше 1.5 значение будет стремиться к 1 из-за эффекта анизотропии проницаемости; значение всегда больше 1,5, поэтому в этой статье мы можем сделать предположение, подобное.
Подставив (7) в (4),
Поскольку изопиестическая линия около ствола скважины круглая, мы можем взять любую точку. В этот момент давление равно: где — давление в любом месте ствола скважины, а — радиус ствола скважины.
Уравнение (10) может быть преобразовано в
По формуле скин-фактора вертикальной скважины [23], где — проницаемость пласта, — толщина газового коллектора и — скин-фактор вертикальной скважины.
Мы можем сделать предположение, что анизотропия до и после кислотной обработки постоянна; а именно,; сравнивая (11) с (12), скин-фактор секции I можно записать следующим образом:
Можно использовать идентичный метод для получения скин-фактора секций II и III; а именно, где — горизонтальная проницаемость DZ, — горизонтальная проницаемость AZ и — вертикальный радиус AZ.
Таким образом, локальный скин-фактор HW вдоль ствола скважины после кислотной обработки будет записан следующим образом:
Если мы хотим рассчитать распределение местного скин-фактора HW после кислотной обработки, должна быть известна формула для вертикального радиуса DZ и AZ. .Во время бурения и кислотной обработки пятка имеет максимальный радиус DZ и AZ по причине наибольшего времени воздействия жидкости, а именно, в то время как палец имеет наименьшее время воздействия жидкости, поэтому мы рассматриваем это как минимальное повреждение, а именно: . На основании исследования скин-фактора HW, проведенного Frick-Economides, мы можем сделать предположение, что вертикальный радиус DZ и AZ линейно уменьшается от пятки до пят вдоль ствола скважины, как показано на Рисунке 4.

Таким образом, формулу радиуса DZ« и AZ« можно записать: где — максимальное расстояние погружения в грязь по вертикали, — минимальное расстояние погружения в грязь по вертикали, — максимальное расстояние по вертикали для реакции кислотных пород , — это минимальное вертикальное расстояние реакции кислой породы и — длина горизонтального ствола скважины.
Вышеупомянутый вывод основан на том факторе, что расстояние реакции между кислотой и породой меньше, чем расстояние погружения в грязь; если расстояние реакции кислотной породы больше, чем расстояние погружения в грязь, мы можем использовать тот же метод для расчета скин-фактора, который имеет ту же формулу, что и (15), только больше чем, поэтому здесь нет подробностей .
2.1.2. Расчет общего скин-фактора
На плоскости в любом месте HW мы выбираем бесконечно малый участок длиной; формулу добычи можно описать как где — вертикальная проницаемость газового коллектора.
Таким образом, формула продуктивности для общего количества HW задается как
При нормальных условиях формула продуктивности описывается с учетом скин-фактора следующим образом:
Сравнивая (18) и (19), скин-фактор в изотропном пласте может быть получен из следующая модель:
Если учесть анизотропию, то (20) изменится на
2.1.3. Формула продуктивности горизонтальной скважины после кислотной обработки
Формула скин-фактора после кислотной обработки, а именно (21), может быть добавлена к формуле продуктивности Джоши [24], чтобы получить индекс продуктивности на единицу длины ГС: где — большая полуось эллиптического дренажа.
Таким образом, от пласта к стволу скважины расход на единицу длины HW можно записать как где — давление движения газового коллектора.
2.2. Поток в стволе скважины
Из-за падения давления в стволе скважины [25–30] скорость потока может изменяться в любом месте вдоль ствола скважины; тем временем общий дебит в стволе скважины постепенно увеличивается. Когда ГС обрабатывают кислотной обработкой, добыча значительно увеличивается, поэтому можно сделать предположение, что состояние флюида в стволе скважины является турбулентным потоком, для заканчивания босоногой скважины поток нефти из пласта в ствол скважины однороден, так как показан на рисунке 5.

Основываясь на сохранении объема между пластом и стволом скважины, взаимосвязь между изменением скорости потока в стволе скважины и изменением скорости потока от пласта к стволу скважины может быть записана как
Символ «-» в правой части (24) указывает, что направление потока жидкости противоположно плоскости. Для пласта с бесконечной внешней границей граничные условия можно описать следующим образом:
Преобразование граничного условия, как показано в (25), в условие, связанное с дебитом,
Обычно градиент давления в горизонтальном стволе скважины может быть записан как — коэффициент трения, — диаметр ствола скважины, — относительная плотность газа, — это общий дебит в любом месте горизонтального ствола скважины.
В зоне полностью турбулентного потока коэффициент трения всегда постоянен для конкретного щелевого хвостовика или трубы-экрана: где — степень грубости ствола скважины.
2.3. Метод решения для модели производительности
Взяв производную от (22) и (23), соответственно,
Мы можем вывести из (29) и (30), что
Подставляя (27) и (28) в (31), может быть получена следующая модель:
Комбинируя граничные условия (26), можно получить аналитическое решение, когда длина HW стремится к бесконечности: где и.
В (33) указывает общую добычу, где означает любое место вдоль ствола скважины, поэтому добычу HW можно описать с помощью
А именно
3. Результаты и обсуждение
3.1. Анализ чувствительности скин-фактора горизонтальной скважины после кислотной обработки
На рисунке 6 показано распределение местного скин-фактора вдоль ствола скважины при различной проницаемости DZ. Из рисунка 6 очевидно, что местный скин-фактор уменьшается от пятки к пальцу ноги; Между тем, местный скин-фактор уменьшается по мере увеличения проницаемости участка DZ, но тенденция к увеличению не является постоянной, как показано на Рисунке 6.А именно, когда проницаемость DZ увеличивается с 0,05 мД до 0,10 мД, диапазон изменения локального скин-фактора составляет около 1,6, но когда проницаемость DZ изменяется от 0,10 мД до 0,30 мД, локальный скин-фактор уменьшается только на 1, что демонстрирует что для ДЗ с высокой проницаемостью трудно получить меньший скин-фактор, поэтому для уменьшения скин-фактора необходимо использовать любую другую стимулирующую терапию.

На рис. 7 сравнивается распределение местного скин-фактора при различных расстояниях погружения в грязь.Как показано на рисунке 7, когда максимальное и минимальное расстояние погружения в грязь увеличивается с (1,2 м, 0,15 м) до (1,6 м, 0,20 м), соответственно, местный скин-фактор значительно увеличивается, но когда они увеличиваются с ( От 1,6 м, 0,20 м) до (3,2 м, 0,40 м), диапазон изменения местного скин-фактора меньше, чем в вышеупомянутом случае; то есть местный скин-фактор после кислотной обработки увеличивается по мере увеличения расстояния погружения в грязь, но тенденция меняется постепенно; это показывает, что если DZ имеет большое расстояние погружения бурового раствора около ствола скважины, кислотная обработка имеет небольшой вклад в снижение скин-фактора, поэтому следует учитывать технологию углубленного подкисления, чтобы увеличить расстояние до кислоты. — реакция горных пород в значительной степени и в значительной степени улучшить ДЗ.

На рисунке 8 представлено сравнение распределения локального скин-фактора по стволу скважины при различной проницаемости AZ. Как показано на Рисунке 8, проницаемость AZ не меняет тенденцию распределения местного скин-фактора вдоль ствола скважины; он также достигает максимума на пятке и минимума на носке. Когда проницаемость AZ составляет от 0,8 мД до 1,0 мД, местный скин-фактор резко уменьшается, тогда как от 1,0 до 1,8 мД значение местного скин-фактора изменяется меньше; а именно, местный скин-фактор уменьшается с увеличением проницаемости AZ, но тенденция все более и более мягкая, поэтому вывод можно сделать, когда проницаемость AZ достигает определенной степени; если мы хотим уменьшить скин-фактор за счет увеличения проницаемости AZ, он будет иметь небольшой вклад; необходимо принимать любые другие стимулирующие процедуры.

Сравнивая кривые распределения местного скин-фактора при различном расстоянии реакции кислой породы, как показано на рисунке 9, очевидно, что, когда расстояние реакции кислой породы составляло от (0,8 м, 0,10 м) до (1,0 м, 0,125 м), соответственно, местный скин-фактор резко уменьшается, но когда расстояние реакции кислотной породы увеличивается с (1,0 м, 0,125 м) до (1,8 м, 0,225 м), локальный скин-фактор только имеет небольшую прибавку; а именно, местный скин-фактор уменьшается с увеличением расстояния реакции кислотно-порода, но он станет постоянным, когда расстояние станет определенной степени, так что это покажет, что во время кислотной обработки HW должен быть выбран разумный тип кислоты. , который может не только увеличить расстояние реакции между кислотой и породами, но и удовлетворить потребность в экономической выгоде.

3.2. Анализ чувствительности исследования коэффициента увеличения добычи горизонтальной скважины после кислотной обработки
Кривые зависимости между коэффициентом увеличения добычи и длиной HW при различных проницаемостях DZ рассчитаны и представлены на рисунке 10. Как показано на рисунке 10, когда проницаемость DZ равна постоянным, коэффициент увеличения производительности увеличивается по мере увеличения длины HW, но когда длина HW достигает определенной степени, коэффициент увеличения производительности становится постоянным; тем временем коэффициент увеличения добычи уменьшается по мере увеличения проницаемости DZ, но тенденция будет становиться все более и более мягкой; иными словами, чем ниже проницаемость DZ, тем выше будет коэффициент увеличения добычи.Таким образом, когда расстояние погружения бурового раствора является постоянным, если проницаемость DZ низкая, кислотный эффект будет лучше, что также является причиной того, что кислотная обработка широко использовалась при разработке газовых и нефтяных месторождений.

На рисунке 11 показана взаимосвязь между коэффициентом увеличения добычи и длиной HW при различных расстояниях погружения в буровой раствор. Из рисунка 11 очевидно, что с увеличением расстояния погружения в раствор коэффициент увеличения добычи уменьшается; это связано с тем, что, когда расстояние реакции между кислотой и породами является постоянным, чем глубже расстояние погружения бурового раствора, тем меньше масштабное преобразование, поэтому для HW с глубокой DZ обработка кислотой будет неэффективной, а гидроразрыв может быть хорошим выбор для стимуляции, который не только может в значительной степени улучшить DZ, но также может увеличить вертикальную проницаемость, в конечном итоге улучшая текучесть нефти вблизи ствола скважины.

На Рисунке 12 сравниваются кривые зависимости между коэффициентом увеличения добычи и длиной HW при различной проницаемости AZ. Это показывает, что с увеличением проницаемости AZ коэффициент увеличения добычи также увеличивается, но степень будет все более и более мягкой, в конечном итоге стремясь к постоянному значению. Это связано с тем, что, когда проницаемость DZ является постоянной, если проницаемость AZ выше, это будет указывать на то, что кислотная жидкость в совершенстве улучшает DZ, но когда проницаемость AZ достигает высоких уровней, вклад кислотной обработки в коэффициент увеличения добычи будет становятся маленькими, поэтому во время применения кислотной обработки следует учитывать подходящий тип кислоты и концентрацию кислоты для получения оптимального эффекта.

На рис. 13 сравниваются кривые зависимости между коэффициентом увеличения добычи и длиной HW при различных расстояниях реакции кислотной породы. Как показано на рисунке 13, когда расстояние погружения бурового раствора является постоянным, коэффициент увеличения добычи резко увеличивается с увеличением расстояния реакции кислотной породы; это связано с тем, что чем больше расстояние реакции между кислотой и породами, тем выше будет степень улучшения (включая DZ и отсутствие DZ), что в конечном итоге повысит коэффициент увеличения добычи.Таким образом, во время кислотной обработки HW, замедленная кислота будет хорошим выбором для увеличения расстояния реакции и содержания кислой породы до высокой проницаемости в AZ.

4. Выводы
Создана и решена модель скин-фактора и производительности ГС после кислотной обработки, в ходе которой ГС делится на множество сегментов; на любом участке используется метод перемещения между двумя одинаковыми режимами течения. Проиллюстрированы типовые кривые скин-фактора и коэффициента увеличения продуктивности, а также проанализированы факторы, влияющие на скин-фактор и коэффициент увеличения продуктивности.Результаты анализа показывают, что после кислотной обработки по мере увеличения расстояния погружения в грязь, местный скин-фактор HW увеличивается, в то время как с увеличением проницаемости DZ, проницаемости AZ и расстояния реакции кислой породы он уменьшается, коэффициент увеличения добычи увеличивается по мере увеличения увеличивается длина ГС, проницаемость АЗ и расстояние реакции кислотно-порода, в то время как она уменьшается по мере увеличения проницаемости ДЗ и расстояния погружения бурового раствора.
Номенклатура
радиус зоны повреждения Вертикальная проницаемость газового пласта, мД
: Большая полуось эллиптического дренажа, м
: Вертикальный радиус зоны кислотной обработки, м
: Максимальное расстояние реакции между кислотой и породами, м Максимальное расстояние реакции по вертикали, м
: Минимальное вертикальное расстояние реакции кислотная порода, м
: Коэффициент анизотропии
: Диаметр ствола скважины, м
:
: Вертикальный радиус зоны поражения, м
: Максимальное расстояние погружения в грязь по вертикали, м
: Минимальное расстояние погружения в грязь по вертикали, м
Коэффициент трения
: Расстояние между двумя линиями постоянного давления, м
: Мощность пласта, м
: Индекс продуктивности газа на единицу, / (д · МПа · м)
: Проницаемость пласта, мД
:
: Вертикальная проницаемость зоны кислотной обработки, мД
: Вертикальная проницаемость зоны повреждения, мД
: Горизонтальная проницаемость зоны повреждения
: Горизонтальная проницаемость зоны кислотной обработки, мД
: Длина горизонтальной скважины, м
: Давление нагнетания газового пласта, МПа
Давление зоны разрушения граница, МПа
: Давление пятки, МПа
: Давление в любом месте ион вдоль ствола скважины, МПа
: Потенциал на границе зоны повреждения, / с
: Потенциал на границе постоянного давления, / с
: Падение давления, вызванное скин-фактором , МПа
: Падение давления в вертикальной скважине, МПа
: Добыча на единицу длины, / д
: Добыча горизонтальной газовой скважины, / д
: Дебит горизонтальной скважины, г / д
: Радиус ствола скважины, м
: Скин-фактор вертикальной скважины
: Локальный скин-фактор горизонтальной скважины : Общий скин-фактор горизонтальной скважины
: Относительная плотность газа
: Вт Угол наклона ствола, м
: Температура газа в резервуаре, К
: Вязкость газа, мПа · с
: Коэффициент отклонения газа.
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов в отношении публикации данной статьи.
Благодарности
Авторы благодарны за финансовую поддержку Национальному научному фонду для выдающихся молодых ученых Китая (грант № 51125019) и стипендии для пополнения стипендий Австралийско-китайского партнерского фонда технологий природного газа в 2014 году.
Количественная оценка скин-фактора частичного проникновения для оценки эффективности заканчивания вертикальных нефтяных скважин
В этом исследовании исследуется удельный расход воды \ (Q_ {w} \) = 2 см ³ / с с вязкостью µ = 0.95 мПа.с, которое вводят в пробу для определения перепада давления. Размеры и свойства образца перфорационного туннеля такие же, как и использованные в экспериментальной процедуре (см. Таблицу 1). Сравнение экспериментальных и численных результатов роста давления при одинаковых граничных условиях потока показано на рис. 5. Экспериментальные данные и численные результаты хорошо согласуются.
Рис. 5
Сравнение экспериментальных данных и численных результатов при одном и том же граничном условии потока
Подтверждение численных результатов с экспериментальными привело к полной уверенности в использовании числовой модели для проведения масштабных исследований путем создания почти область ствола скважины с разными размерами.Поэтому параметры частично вскрытой скважины были проанализированы с использованием статистического анализа в сочетании с моделью численного моделирования. Результаты статистического анализа показывают, что завершение частичного вскрытия увеличивает перепад давления и, таким образом, способствует снижению индекса продуктивности.
В ходе этого исследования исследовали определенный объем воды, который был введен в образцы, чтобы определить перепад давления в этих образцах. В таблице 4 представлены результаты 25 численных прогонов, которые были проанализированы с помощью ANOVA и модели BBD; результаты скин-фактора частичного проникновения показаны в последнем столбце.
Таблица 4 Двадцать пять числовых прогонов
Основным допущением при использовании модели DoE было нормальное распределение числовых данных с постоянной дисперсией характеристик. Глядя на нормальный график остатков на рис. 6, мы можем видеть, что числовые данные соответствуют модели нормального распределения. Кроме того, наши результаты показывают, что предсказанные значения, полученные на основе модели, сильно схожи с фактическими значениями, полученными численно.
Рис. 6
Это исследование предоставило корреляцию статистического анализа, основанного на численных результатах.{{\ left ({4 — 3,65h_ {d} — 135r_ {d} — 0,26k_ {r} + 0,125l_ {d}} \ right)}} $$
(17)
Например (численный прогон), скин-фактор частичного проникновения можно рассчитать из разницы в перепаде давления между заканчиванием открытого ствола и двумя остановками частичного заканчивания с изотропной проницаемостью и анизотропной проницаемостью (\ (k_ {r} = 1 {\ text {and}} k_ {r} = 0.1 \)) при тех же геометрических размерах и граничных условиях потока (таблица 5). Численные результаты показали распределение давления и увеличенный перепад давления для случаев частичного вскрытия по сравнению с заканчиванием открытого ствола и проиллюстрировали влияние анизотропной проницаемости на схождение потока, как показано на рис.7 и 8. Линии отвода текучей среды начинаются в радиальном направлении до тех пор, пока не будут достигнуты границы ствола скважины; после этого появляется сферический режим течения из-за эффекта сходимости потока. Низкое соотношение вертикальной и горизонтальной проницаемости создает высокий перепад давления и влияет на форму сферического потока из-за вертикального сопротивления. Также численные результаты показали изменение давления и формы потока от сферической до эллиптической с уменьшением коэффициента проницаемости.
Таблица 5 Размеры, безразмерные параметры двух вариантов частичного заканчивания и граничные условия потока Рис.7
Градиент давления для случая заканчивания открытого ствола
Рис. 8
Градиент давления для случая двух частичного заканчивания с изотропной проницаемостью \ (~ \ left ({k_ {r} = 1} \ right) \) и с анизотропной проницаемостью \ (~ \ left ({k_ {r} = 0.1} \ right) \)
По результатам статистического анализа значение скин-фактора частичного проникновения увеличивается с уменьшением безразмерного параметра \ ((h_ {d} \)). На перепад давления больше влияет меньшая площадь интервалов перфорации; меньшая площадь дает больший вклад в падение давления; более высокая скорость притока приводит к увеличению расхода энергии на ускорение потока.В отличие от открытого ствола или полностью завершенного интервала перфорации этого эффекта не существует. Однако мы должны отметить, что это идеальный случай, который может или не может быть воспроизведен на практике. Кроме того, результаты показали влияние взаимодействия двух безразмерных параметров (\ (h_ {d} \) и \ (r_ {d} \)) на скин-фактор частичного проникновения, как показано на рис. 9. Результаты показали, что радиус ствола скважины оказывает существенное влияние на скин-фактор частичного проникновения.
Рис. 9
Взаимодействие между безразмерными параметрами (\ (h_ {d} \) и \ (r_ {d} \)) и их влияние на псевдокожный фактор частичного проникновения с постоянными значениями для двух безразмерных параметров (\ (l_ {d} = 0.35 \) и \ (k_ {r} = 0,1 \))
Результаты также показали аналогичное влияние для безразмерного параметра (\ (k_ {r} \)) на скин-фактор частичного проникновения. Анализ влияния отношения вертикальной и горизонтальной проницаемости на скин-фактор частичного проникновения указывает на зависимость продуктивности от коэффициента проницаемости. Как показано на Рис. 10, влияние коэффициента проницаемости на скин-фактор частичного проникновения выявляется кривой с положительным наклоном. Снижение производительности связано с более высоким сопротивлением сходящемуся потоку в случаях очень низкой вертикальной проницаемости по сравнению с горизонтальной проницаемостью.Следовательно, мы можем утверждать, что коэффициент проницаемости прямо пропорционален коэффициенту продуктивности. Напротив, безразмерный параметр (\ (l_ {d} \)) меньше влияет на скин-фактор частичного проникновения, тогда как максимальное значение для псевдокожи достигается при низком и высоком значении, а средние значения не имеют никакого эффекта. , как показано на рис. 11. Из этих результатов мы можем узнать влияние каждого параметра и, основываясь на результатах, выбрать оптимальную конструкцию заканчивания.
Фиг.10
Взаимодействие между безразмерными параметрами (\ (h_ {d} \) и \ (k_ {r} \)) и их влияние на псевдо-скин-фактор частичного проникновения с постоянными значениями для двух безразмерных параметров (\ (l_ {d} = 0,35 \) и \ (r_ {d} = 0,000833 \))
Рис. 11
Взаимодействие между безразмерными параметрами (\ (h_ {d} \) и \ (l_ {d} \) ) и их влияние на псевдо-скин-фактор частичного проникновения с постоянными значениями для двух безразмерных параметров (\ (r_ {d} = 0,000833 \) и \ (k_ {r} = 0.1 \)
Оптимальная конструкция заканчивания привела к уменьшению падения давления в результате снижения сопротивления в сочетании с увеличенной скоростью притока. Это означает выбор оптимального размера параметра, который приведет к высокому расходу и ускорению радиального притока. Общий результат этого осознанного выбора — повышение индекса производительности. Влияние четырех безразмерных параметров (\ (h_ {d} \), \ (k_ {r} {\ text {}}, r_ {d} {\ text {и}} l_ {d} \)) на коэффициенты продуктивности показаны на рис.12, 13, 14 и 15.
Рис. 12
Влияние безразмерного параметра (\ (h_ {d} \)) на коэффициент производительности PR
Рис. 13
Влияние безразмерного параметра (\ ( ~ r_ {d} \)) от коэффициента производительности PR
Рис. 14
Влияние безразмерного параметра (\ (~ k_ {r} \)) на коэффициент производительности PR
Рис. 15
Влияние безразмерного параметр (\ (~ l_ {d} \)) на коэффициент производительности PR
Чтобы сравнить точность нашей корреляции, пять моделей Brons и Marting (1961), Odeh (1980), (Vrbik J.1991), Папацакос (1987) и Йе и Рейнольдс (1989) были выбраны и использовались для расчета скин-фактора частичного проникновения. Пять моделей сравнивали с нашей корреляцией. Чтобы выполнить комплексный тест, эффекты трехмерных параметров для \ (h_ {d} \) = 0,2–0,6, \ (r_ {d} \) = 0,00083–0,0025, \ (k_ {v} / k_ {h} \) = 0,1–1 и \ (l_ {d} \) = 0,2 для скин-фактора частичного проникновения. Новая корреляция хорошо работает, обеспечивая оценки для фактора псевдокожи, которые относительно близки к оценкам, полученным с помощью тестируемых моделей, как показано на рис.16, 17 и 18. Как правило, аналитические решения, применяемые к скважинам с частичным проникновением, учитывают, что жидкость поступает в каждую точку вдоль поверхности открытого интервала. Другими словами, существующие модели не учитывают любую дополнительную конвергенцию жидкости, вызванную перфорацией. Однако наша модель CFD учитывала влияние этой конвергенции. При большой длине завершенных случаев перфорации новая корреляция показала небольшое отклонение по сравнению с другими моделями из-за локальной конвергенции жидкости, вызванной перфорациями.Однако это отклонение не проявляется в малой длине законченных гильз перфорации.
Рис. 16
Сравнение пяти моделей и предлагаемых результатов корреляции для влияния безразмерной длины открытого интервала (\ (h_ {d} \)) на частичный псевдокожный фактор
Рис. 17
Сравнение пяти моделей и предложенных результатов корреляции для влияния безразмерного радиуса ствола скважины (\ (r_ {d} \)) на частичный псевдокожный фактор
Рис.18
Сравнение пяти моделей и предлагаемых результатов корреляции для влияния коэффициента проницаемости (\ (k_ {r} \)) на частичный псевдоконференц
Новая модель скин-фактора для заканчивания с гравийной набивкой — Университет Васеда
TY — CONF
T1 — Новая модель скин-фактора для заканчивания с гравийной набивкой
AU — Furui, K.
AU — Zhu, D.
AU — Hill, AD
PY — 2004 / 12/1
Y1 — 2004/12/1
N2 — Гравийная набивка широко используется при заканчивании скважин для предотвращения выноса песка.Эффективное заканчивание гравийной набивкой удерживает пластовый песок, не создавая значительного дополнительного перепада давления в самом заканчивании. Для прогнозирования производительности скважины с гравийной набивкой необходима модель заканчивания, которая рассчитывает перепад давления для заканчивания с гравийной набивкой. В этой статье представлена теоретическая модель скин-фактора турбулентности для скважин с обсаженными скважинами с гравийной набивкой, которую можно использовать для определения влияния гравийной набивки на производительность скважины. Общий перепад давления при заканчивании гравийной набивки делится на три части; перепад давления через гравий между обсадной колонной и экраном, который обычно невелик и им можно пренебречь; падение давления, возникающее из-за гравия в перфорационных туннелях, проникающего через обсадную колонну и цемент в пласт; и падение давления за пределами обсадной колонны, вызванное сужением потока к перфорационным отверстиям.Это исследование сосредоточено на последних двух перепадах давления. На основе обширных исследований трехмерного моделирования методом конечных элементов поле потока внутри и вокруг заканчивания с гравийной набивкой аппроксимируется серией линейных, радиальных и полусферических геометрий потока, а затем уравнение Форххаймера интегрируется вдоль упрощенного пути потока для получения перепада давления. как внутри, так и снаружи корпуса. Результаты моделирования методом конечных элементов показывают, что геометрия потока в обсаженной, перфорированной и гравийно-набивной скважине сильно зависит от отношения проницаемости пласта к проницаемости гравия в перфорационных туннелях.Когда проницаемость перфорационного туннеля приближается к проницаемости пласта, геометрия потока вблизи перфорации через обсадную колонну больше не является линейной, а сферической, как если бы перфорация в пласте отсутствовала. В результате обычная модель потока в перфорационных отверстиях с гравийной набивкой может давать неточные результаты в этих условиях. Новая модель скин-фактора учитывает переход от линейного к сферическому потоку в зависимости от отношения проницаемости пласта к проницаемости перфорационного туннеля.Эта модель также включает нарушение проницаемости в перфорационном туннеле, которое значительно увеличивает зависящие от скорости (турбулентные) скин-эффекты. Мы использовали модель для определения условий гравийной набивки, необходимых для обеспечения низкого скин-фактора гравийной набивки и минимизации эффектов турбулентности в гравийной набивке в скважинах с высоким дебитом. На основе этих результатов представлены рекомендации по проницаемости гравия.
AB — Гравийная набивка широко используется при заканчивании скважин для предотвращения выноса песка.Эффективное заканчивание гравийной набивкой удерживает пластовый песок, не создавая значительного дополнительного перепада давления в самом заканчивании. Для прогнозирования производительности скважины с гравийной набивкой необходима модель заканчивания, которая рассчитывает перепад давления для заканчивания с гравийной набивкой. В этой статье представлена теоретическая модель скин-фактора турбулентности для скважин с обсаженными скважинами с гравийной набивкой, которую можно использовать для определения влияния гравийной набивки на производительность скважины. Общий перепад давления при заканчивании гравийной набивки делится на три части; перепад давления через гравий между обсадной колонной и экраном, который обычно невелик и им можно пренебречь; падение давления, возникающее из-за гравия в перфорационных туннелях, проникающего через обсадную колонну и цемент в пласт; и падение давления за пределами обсадной колонны, вызванное сужением потока к перфорационным отверстиям.Это исследование сосредоточено на последних двух перепадах давления. На основе обширных исследований трехмерного моделирования методом конечных элементов поле потока внутри и вокруг заканчивания с гравийной набивкой аппроксимируется серией линейных, радиальных и полусферических геометрий потока, а затем уравнение Форххаймера интегрируется вдоль упрощенного пути потока для получения перепада давления. как внутри, так и снаружи корпуса. Результаты моделирования методом конечных элементов показывают, что геометрия потока в обсаженной, перфорированной и гравийно-набивной скважине сильно зависит от отношения проницаемости пласта к проницаемости гравия в перфорационных туннелях.Когда проницаемость перфорационного туннеля приближается к проницаемости пласта, геометрия потока вблизи перфорации через обсадную колонну больше не является линейной, а сферической, как если бы перфорация в пласте отсутствовала. В результате обычная модель потока в перфорационных отверстиях с гравийной набивкой может давать неточные результаты в этих условиях. Новая модель скин-фактора учитывает переход от линейного к сферическому потоку в зависимости от отношения проницаемости пласта к проницаемости перфорационного туннеля.Эта модель также включает нарушение проницаемости в перфорационном туннеле, которое значительно увеличивает зависящие от скорости (турбулентные) скин-эффекты. Мы использовали модель для определения условий гравийной набивки, необходимых для обеспечения низкого скин-фактора гравийной набивки и минимизации эффектов турбулентности в гравийной набивке в скважинах с высоким дебитом.

Что такое скин фактор: фактор — это… Что такое Скин-фактор?

фактор — это… Что такое Скин-фактор?

Скин-фактор и приведённый радиус

Скин-фактор и продуктивность

Интерпретация скин-фактора

Литература

Ссылки

фактор — это… Что такое Скин-фактор?

Скин-фактор и приведённый радиус

Скин-фактор и продуктивность

Интерпретация скин-фактора

Литература

Ссылки

фактор — это… Что такое Скин-фактор?

Скин-фактор и приведённый радиус

Скин-фактор и продуктивность

Интерпретация скин-фактора

Литература

Ссылки

1 Газпром нефть. Скин-фактор. Различные режимы притока.

Описание презентации 1 Газпром нефть. Скин-фактор. Различные режимы притока. по слайдам

фактор — Справочник химика 21

Скин-фактор горизонтальной скважины в неоднородном пласте — Бурение и Нефть

Комментарии посетителей сайта

СКИН ФАКТОР: инструкция, отзывы, аналоги, цена в аптеках

Фармакологические свойства

Показания к применению

Способ применения

Противопоказания

Условия хранения

Форма выпуска

Состав

Скин-фактор — TestWells

Как мы видели в публикации

В приведенном выше уравнении мы предполагаем, что идеальное соединение колодца с пористой средой.На практике существует дополнительный перепад давления Δp

В нефтепромысловых единицах мы имеем:

Этот дополнительный перепад давления Δp

This skin Значение может быть хорошо интегрировано в вышеприведенное первое уравнение, используя эффективный радиус ствола скважины r

Кожа характеризует повреждение скважины

Большой перепад давления означает большое повреждение скважины. Поскольку Δp

В этом случае улучшаются условия потока вблизи ствола скважины и снижается перепад давления.

Имеем: r

Как получить скин-фактор на основе анализа испытания скважины

Если график производной слишком зашумлен, можно использовать график суперпозиции. По прямой линии радиального потока получается общая скин-величина.

Как упоминалось в сообщении

Мониторинг повреждения обшивки / скважины с течением времени

Различные элементы обшивки

Для различных типов скважин и коллекторов можно наблюдать различные режимы потока (геометрию) и определять несколько скин-факторов.

Суммарный скин равен:

С h — вся чистая толщина пласта, h

Предположим, что результаты анализа переходных процессов давления показывают скин-трещину. S

Глядя на приведенный выше график, мы получаем:

И, следовательно, общее скин-значение, связанное с гидроразрывом, составляет:

Тогда общий скин будет:

Не-Дарси скин Dq — это скин из-за турбулентности, также называемый турбулентным скином. Фактор D может быть оценен с несколькими периодами скорости из простого

Для горизонтальной скважины общая скин-фактор равен:

Для кожи, отличной от Дарси, общий скин можно записать как:

Мы можем отметить, что для длинных горизонтальных скважин (h / L

Неравномерное распределение скин-слоя в многопластовых коллекторах

Скважина в многослойном пласте может иметь несколько интервалов перфорации с разными значениями скин-фактора:

В этом случае определяется скин-фактор для каждого интервала перфорации используют его коэффициент Q

Неравномерное распределение скин-слоя по интервалам перфорации может вызвать некоторый переток в пласте и другие многослойные эффекты.

Всегда ли кожа отражает повреждение колодца?

Оценка скин-фактора по одноступенчатым испытаниям газовых скважин | Восточное региональное совещание SPE

Повреждение формации — PetroWiki

Предотвращение повреждения формации

Образование кожных повреждений

Повреждения механизмов

Количественная оценка повреждений формации

Повреждение формации против псевдоповреждения

Номенклатура

Список литературы

Интересные статьи в OnePetro

Внешние ссылки

См. Также

Категория

Скин-фактор Определение | Law Insider

Относится к

Исследование скин-фактора и продуктивности горизонтальной скважины после кислотной обработки с неоднородным повреждением

1. Введение