Факторы, ограничивающие добычу

                       

Важно подчеркнуть основные факторы, которые могут ограничивать добычу из скважины:

 

· загрязнение пласта (скин-эффект)

· свойства коллектора (низкая проницаемость и пористость)

· механические препятствия (такие как отложения солей, размер НКТ и т.д.)

 

Экономически обоснованное увеличение добычи из низкопроницаемых пластов зачастую требует проведения ГРП с применением проппанта. В таком случае контраст проницаемостей, создаваемый упакованной трещиной, обеспечивает более  эффективную систему дренирования, чем при проведении кислотной обработки или любого другого вида воздействия на пласт.

 

Глава 1. Загрязнение призабойной зоны

 

Не смотря на усовершенствование методов измерения параметров во время бурения и заканчивания скважины, зачастую происходит загрязнение призабойной зоны. Влияние загрязнения призабойной зоны пласта оценивается с помощью гидродинамических исследований скважин (ГДИС).

 

Загрязнение призабойной зоны действует как штуцер, ограничивающий приток жидкости в скважину и создающий дополнительные потери давления (Δ P_skin). 

 

С помощью проведения ГДИС оценивается степень загрязнения призабойной зоны (скин-фактор). Если скин-фактор положительный (> 0), то загрязнение призабойной зоны пласта существует, и относительная величина скин-фактора указывает на степень загрязнения. Отрицательный скин-фактор (< 0) показывает, насколько был увеличен эффективный радиус скважины после проведения воздействия на пласт.

 

Источники загрязнения призабойной зоны

 

В процессе бурения и заканчивания скважины, а также при проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ) происходит внедрение различных жидкостей в залежь углеводородов, находившуюся долгое время в состоянии равновесия. Логично, что такое вторжение может вызвать снижение проницаемости и пористости призабойной зоны в процессе выработки запасов нефти и газа. Источниками загрязнения призабойной зоны могут служить следующие виды работ:

 

· Бурение

· Цементирование

· Заканчивание скважины

· Ремонтные операции

· Перфорирование

· Установка гравийных фильтров

· Добыча

· Закачка флюидов

· Операции по изолированию водопритока

· Снижение проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровое пространство

· Воздействие на пласт

 

При таком разнообразии источников загрязнения призабойной зоны, очевидно, что предотвращение загрязнения должно являться основной задачей при проведении ГТМ. Когда происходит загрязнение, очень важно понимать, как оно влияет на продуктивность скважины и какие меры необходимо предпринять для его удаления или снижения его влияния с помощью методов воздействия на пласт.

 

Основные типы скин-фактора

 

Так как эффективная кислотная обработка обеспечивает снижение загрязнения призабойной зоны, очень важно рассмотреть различные типы скин-фактора, которые могут присутствовать в скважине. Обзор существующих типов скин-фактора поможет определить эффективность кислотного воздействия для снижения загрязнения. Основные типы скин-фактора:

 

· действительный скин-фактор, s_t

· частичное вскрытие пласта, s_a

· неэффективное перфорирование, s_p

· двухфазное течение, s_tp

· отклонение от закона Дарси, s_turb

· горизонтальные / наклонные скважины, s_h

 

Действительный скин-фактор (s_t) – Этот тип скин-фактора присутствуют, когда существуют физические препятствия, ограничивающие приток жидкости из пласта к скважине. Этот тип скин-фактора изображен на Рис.2.

 

					Поврежденная зона

                                                                       

 

 

h

                   Без загрязнения:                                                      С загрязнением:

	ks

                           q = k_f hΔp         k_f                                                     q = k_s hΔp_s

                                μ Δr                                                                             μ Δr_s

 

Рис.2. Влияние действительного скин-фактора (s_t)

 

“Действительный” скин-фактор является следствием физического повреждения, которое снижает эффективную проницаемость пласта. Загрязнение пласта – хороший пример действительного скин-фактора. Основными причинами действительного скин-фактора являются:

 

· загрязнение при бурении

· загрязнение при ремонтных операциях и воздействии на пласт

· отложение солей

· органические отложения (парафины и асфальтены).

 

Действительный скин-фактор может включать в себя закупоривание перфорационных отверстий, частичное закупоривание НКТ, повреждение пласта. Так как действительный скин-фактор обуславливается наличием загрязнения, то эффективное его удаление может обеспечить значительное увеличение продуктивности скважины. Так как множество загрязняющих веществ призабойной зоны содержат растворимые в кислоте вещества и минералы, часто для их растворения, как в песчаных, так и в карбонатных коллекторах применяется кислотная обработка.

 

Частичное вскрытие пласта (s_a) – Иногда для предотвращения образования конусов воды при подъеме водонефтяного контакта (ВНК) в истощенном интервале используют частичное перфорирование продуктивного интервала. С другой стороны, интервал может быть проперфорирован в нижней части для предотвращения прорыва газа из газовой шапки. Также ограничение интервала перфорирования может быть необходимым для продления жизни скважины. Частичное вскрытие пласта создает кажущийся скин-фактор s_a (рис.3).

                                                                                                           

 

 

H                                                           s_a кажущийся (псевдо) скин-фактор за счет ограничения притока малым количеством перфорационных отверстий

 

 

Рис.3. Частичное вскрытие пласта

 

Неэффективное перфорирование (s_p) – Эффективное сообщение пласта со скважиной очень важно для добычи нефти. Приток к скважине может быть затруднен вследствие загрязнения призабойной зоны, которое можно удалить с помощью методов воздействия на пласт. Так или иначе, эффективность любого вида очистки призабойной зоны зависит от перфорационных отверстий. Детонация старых зарядов, перфораторы, дающие осечки, неточное перфорирование определенного интервала, - все это влияет на продуктивность скважины. Если эффективное сообщение между пластом и скважиной не было установлено, то возникает скин-фактор s_p, который изображен на рисунке 4.

 

 

           

H                                       Δ P_skin за счет плохого перфорирования вызывает скин-фактор, s_p

 

                   Рис.4. Неэффективная перфорация

 

Двухфазное течение (s_tp) – Часто при расчете продуктивности скважины, экономического эффекта от воздействия и т.д. рассматривается однофазное течение (газ или нефть). Зачастую в реальных условиях происходит добыча и нефти, и газа (нефти, воды и газа) одновременно, например, в старых, выработанных скважинах, где пластовое давление упало ниже точки росы (в газовых скважинах) или ниже давление насыщения (в нефтяных). Когда возникает двухфазное течение, имеет место скин-фактор s_tp (рис.5).

 

                                                                     ГАЗ

 

                                                                       

                                                             Δ P_tp

                                                                      КОНДЕНСАТ

                                                                                   

 

 

         Рис.5 Пример двухфазного течения

 

Отклонение от закона Дарси (s_turb) – Радиальный приток высокодебитной газовой скважины (> 5 млн.ст.куб.футов в день) может вызывать дополнительные потери давления вследствие турбулентного течения при прохождении через перфорационные отверстия.. Этот эффект (s_turb) ощутим при проведении ГДИС. Влияние турбулентности и отклонения от закона Дарси может быть снижено с помощью применения методов воздействия на пласт.

 

Влияние турбулентности на потери давления и дебит может быть оценено с помощью уравнения Форхгеймера (Forchheimer):

 

                   P = μ v + β ρ v²                       (Уравнение 1)

                   L   k

 

       Где: P = μ v уравнение Дарси

              L   k

 

В котором P = потери давления, атм

L = длина участка на котором происходят потери давления, см

                     μ = вязкость, сП          

                     v = скорость течения, см/сек

 

 

β ρ v² = гидравлическое сопротивление за счет турбулентности, атм

β = коэффициент турбулентности

ρ = плотность жидкости, г/см³    

 

 

Высокая скорость течения газа вызывает отклонение от закона течения Дарси (s_turb)

 

Рис.6. Скин-фактор, вызванный отклонением от закона Дарси

 

Горизонтальные и наклонные скважины (s_h) – Когда бурится горизонтальная или наклонная скважина, площадь контакта скважины с продуктивным пластом многократно увеличивается. Польза от дополнительной площади может быть определена с помощью величины скин-фактора s_h. Так как в горизонтальных и наклонных скважинах ожидается более высокая продуктивность, чем в вертикальных, величина скин-фактора s_h отрицательна. Таким образом, этот тип скин-фактора (единственный из рассмотренных) является отрицательным (рис.7)

 

 

                              

                                                                                           Наклонная скважина с

                               h_vertical                                    отрицательным скин-фактором s_h

                                                       h_deviated

 

 

Рис.7. Наклонная скважина с дополнительной площадью притока

Общий скин-фактор

 

Измерение скин-фактора с помощью метода восстановления давления – Так как влияние загрязнения на характеристику работы скважины может быть значительным, были разработаны различные методики определения скин-фактора с помощью ГДИС. Понимание влияния скин-фактора на работу скважины очень важно при выборе метода воздействия на пласт и удаления загрязнения призабойной зоны.

 

Характеристика притока к скважине может быть проанализирована с помощью установившегося дебита и точных данных о восстановлении забойного давления во время закрытия скважины. Данные о восстановлении давления могут быть изображены на графике как функция от времени. В начале 1950-х доктором Хорнером был разработан метод расчета скин-фактора из данных восстановления давления нефтяной скважины.

 

 

 

                 P                                                                  

                                                                m =  - 162.6 q μ B

                                                                                           kh

 

 

                                                           log [(t + Δt) / Δt ]

Рис.8. График  Хорнера

 

Из диаграммы давления как функции log [(t + Δt) / Δt ] (рис.8), угол наклона кривой m есть функция установившегося дебита q, вязкости пластовой жидкости μ, объемного коэффициента B и пропускной способности пласта kh. При установлении постоянной величины угла наклона с помощью уравнения ван Эвердингена и Херста может быть рассчитан общий скин-фактор s_total:

 

      s_total =  P_{1 hr} - P_wf - log      k ___ + 3.23 (Уравнение 2)

                     m             φ μ c r_w²

 

  Где:     P_{1 hr} = экстраполированная величина давления для    t = 1 час из диаграммы Хорнера

                   P_wf = забойное давление во время теста                                                       m = угол наклона кривой из диаграммы Хорнера

k = эффективная проницаемость пласта, рассчитанная из угла наклона

                   φ = пористость

                   μ = вязкость жидкости

                   c = сжимаемость жидкости

                   r_w = радиус скважины

 

                   * Угол, m =  - 162.6 q μ B           (Уравнение 3)

                                           kh

                               где: q = установившийся дебит

                                           μ = вязкость жидкости

                                           B = объемный коэффициент

                                           kh = пропускная способность пласта

                                                             k = эффективная проницаемость пласта

                                           h = высота продуктивного интервала

 

Общий скин-фактор – Величина скин-фактора, рассчитанная из кривой восстановления забойного давления, обеспечивает надежные данные о продуктивности скважины. Как было сказано, положительный скин-фактор указывает на проблемы с эффективностью добычи. Когда положительный скин-фактор удален (становится равным нулю или отрицателен) достигается увеличение продуктивности скважины.

 

Величина продуктивности по КВД является значением общего скин-фактора s = s_total. Общий скин-фактор состоит из нескольких составляющих, и эффективное удаление положительного скин-фактора зависит от удаления каждой составляющей (если применимо). В уравнении 4 отражены составляющие общего скин-фактора: 

 

        s_total = s_t + s_a + s_p + s_tp + s_turb + s_h   (Уравнение 4)

 

       Где: s_t = скин-фактор за счет загрязнения призабойной зоны

                   s_a = скин-фактор за счет частичного вскрытия                     s_p = скин-фактор за счет неэффективной перфорации

s_tp = скин-фактор за счет двухфазного течения    s_turb = скин-фактор за счет турбулентности                s_h = скин-фактор за счет наклона скважины