как определить радиус загрязненной призабойной зоны

Последнее сообщение
MrDen 5 9
Сен 10

Привет Всем.
У меня такой вопрос: когда проводится операция СКО (солянокислот обработка призабойной зоны), как определить необходимое количество состава для закачки в пласт, это конечно зависит от радиуса загрязненной призабойной зоны и толщины нефтенасыщенной толщины, тогда как определить радиус призабойной зоны которая загрязнена?????? huh.gif

erilin_sa 456 10
Сен 10 #1

MrDen пишет:

Привет Всем.
У меня такой вопрос: когда проводится операция СКО (солянокислот обработка призабойной зоны), как определить необходимое количество состава для закачки в пласт, это конечно зависит от радиуса загрязненной призабойной зоны и толщины нефтенасыщенной толщины, тогда как определить радиус призабойной зоны которая загрязнена?????? huh.gif

Чем выше проницаемость тем выше радиус загрязнения в среднем 0,1...0,5 м. (кроме трещин и грп - это отдельная тема )
0,5...1 м3 кислотной компазиции на метр перфорации обычно , но реагент все равно пойдет куда легче . Остальные зоны со временем , частично тоже присоединяться к работе , остальное работать не будет . Это более ярко выражено на горизонтальных скважинах . При эксплуатации скважины размытые кислотками зоны становятся накопителями разного рода отложений и загрязнений при глушении , промывках и тп.

Zorg 584 11
Сен 10 #2

Вариант 1
1) Поднимаешь данные ГДИС. Находишь общий скин фактор S. Он, например, равен +3. Также из ГДИС берешь эффективную проницаемость пласта по нефти kэфн (или по жидкости, если у тебя в продукции есть вода). Пусть будет 20 мД.
2) Поднимаешь исследования керна с твоего м/р и смотришь, определяли ли на керне остаточную проницаемость при воздействии на керн фильтрата бурового раствора или жидкости глушения. Берешь из отчета остаточную проницаемость после воздействия, например, жидкости глушения. Пусть будет 50%. Если этих данных нет, можешь предположить несколько значений: 25%, 50%, 75%, или как захочешь.
3) Берешь книжку и находишь формулу Хокинса для скин-фактора:
S=(kэфн/ks-1)*ln(rs/rw)

Здесь S=+3 (п.1), kэфн=20мД (п.1), ks - проницаемость поврежденной зоны, ее вычисляешь как 50% (или свое число) от 20 мД = 10 мД (п.2), rw - радиус скважины по долоту (пусть будет 0.1 м). Неизвестен rs - радиус поврежденной зоны. Преобразуешь формулу Хокинса и вычисляешь rs. Для приведенных данных rs= 2м.

Вариант 2
1) Просишь петрофизика сообщить тебе радиус проникновения фильтрата бурового раствора, это будет rs в формуле Хокинса.
2) Из ГДИС берешь эффективную проницаемость пласта по нефти kэфн
3) Остаточную проницаемость при воздействии фильтрата смотришь в отчете по исследованию керна (или предполагаешь)
4) Рассчитываешь скин по формуле Хокинса

Вариант 3
1) Устанавливаешь софт для узлового анализа (Prosper, Perform, Wellflo, Pipesim)
2) Строишь модель своей скважины. Проницаемость берешь из ГДИС.
3) Адаптируешь модель с данными испытаний скважины (замер дебита и Рзаб). Для адаптации используешь скин фактор. Т.е. накручиваешь его пока не добьешься соответствия модели и испытаний.
4) Зная скин, проницаемость и, предположив, остаточную проницаемость ks, рассчитываешь rs.

Вариант 4
1) Поднимаешь историю кислотных обработок скважин на твоем м/р.
2) Смотришь какое количество кислоты качали на 1 м толщины пласта (1 погонный метр)
3) Строишь график: количество кислоты на 1 м - прирост дебита.
4) Также можешь прикинуть на какое расстояние ушла кислота в каждой скважине (придется предположить, что она двигалась равномерно, что неправда, но другого выхода нет)
5) Исходя из этого примерно понимаешь о каких объемах кислоты и каких радиусах проникновения идет речь в случае эффективной обработки

beaves 462 11
Окт 10 #3

Zorg, я в шоке! blink.gif

dadyda 175 12
Окт 10 #4

beaves пишет:

Zorg, я в шоке! blink.gif


Зато сразу видно, что человек не просто так штаны в офисе протирает.

RomanK. 2159 11
Окт 10 #5

Дюпюи видимо вызовет овации.

MrDen 5 9
Окт 10 #6

3) Берешь книжку и находишь формулу Хокинса для скин-фактора:
S=(kэфн/ks-1)*ln(rs/rw)

Я нашел формулу Хоукинса. тока там вместо Кэфн стоит Кd - проницаемость в загрязненной зоне, а вместо Кs стоит К- проницаемость не загрязненной породы.

Zorg 584 11
Окт 10 #7

Не знаю, что у тебя за книжка, посмотри еще раз. Я тебе все верно написал. Можешь файл почитать в подтверждение.

_______________.doc

Иван007 865 9
Окт 10 #8

MrDen пишет:

Привет Всем.
У меня такой вопрос: когда проводится операция СКО (солянокислот обработка призабойной зоны), как определить необходимое количество состава для закачки в пласт, это конечно зависит от радиуса загрязненной призабойной зоны и толщины нефтенасыщенной толщины, тогда как определить радиус призабойной зоны которая загрязнена?????? :huh:


Добры вечер!

Вопрос очень интересный, если честно в обсуждение всё правильно написано, но я думаю, ты сам это увидишь когда давление вырастет или до давления опрессовки эксплуатационной колонны или если с пакером до давления которое может развить агрегат ну и конечно на какое рассчитано подвесное оборудование, очень редко удаётся закачать необходимое количество СКО, чем больше чем лучше, но при этом вопрос сколько после этого свабировать продукты реакции...и ещё лучше перед проведением СКО очистит интеревал перфорации этим же составом....и опять вопрос если кислота долго качается влияет на корозионый износ экспл. колонны и т.д. Всё очень относительно надо смотреть по месту но предварительный расчёт конечно нужен. Есть ещё расчёт через приёмистость....

MrDen 5 9
Окт 10 #9

Zorg а если нет данных по скину, можно как нибудь посчитать радиус загрязненой зоны, опираясь на свойство бур раствора и геологические, филтрационные свойства пласта????

MrDen 5 9
Окт 10 #10

Zorg пишет:

Вариант 1
1) Поднимаешь данные ГДИС. Находишь общий скин фактор S. Он, например, равен +3. Также из ГДИС берешь эффективную проницаемость пласта по нефти kэфн (или по жидкости, если у тебя в продукции есть вода). Пусть будет 20 мД.
2) Поднимаешь исследования керна с твоего м/р и смотришь, определяли ли на керне остаточную проницаемость при воздействии на керн фильтрата бурового раствора или жидкости глушения. Берешь из отчета остаточную проницаемость после воздействия, например, жидкости глушения. Пусть будет 50%. Если этих данных нет, можешь предположить несколько значений: 25%, 50%, 75%, или как захочешь.
3) Берешь книжку и находишь формулу Хокинса для скин-фактора:
S=(kэфн/ks-1)*ln(rs/rw)

Здесь S=+3 (п.1), kэфн=20мД (п.1), ks - проницаемость поврежденной зоны, ее вычисляешь как 50% (или свое число) от 20 мД = 10 мД (п.2), rw - радиус скважины по долоту (пусть будет 0.1 м). Неизвестен rs - радиус поврежденной зоны. Преобразуешь формулу Хокинса и вычисляешь rs. Для приведенных данных rs= 2м.

Вариант 2
1) Просишь петрофизика сообщить тебе радиус проникновения фильтрата бурового раствора, это будет rs в формуле Хокинса.
2) Из ГДИС берешь эффективную проницаемость пласта по нефти kэфн
3) Остаточную проницаемость при воздействии фильтрата смотришь в отчете по исследованию керна (или предполагаешь)
4) Рассчитываешь скин по формуле Хокинса

Вариант 3
1) Устанавливаешь софт для узлового анализа (Prosper, Perform, Wellflo, Pipesim)
2) Строишь модель своей скважины. Проницаемость берешь из ГДИС.
3) Адаптируешь модель с данными испытаний скважины (замер дебита и Рзаб). Для адаптации используешь скин фактор. Т.е. накручиваешь его пока не добьешься соответствия модели и испытаний.
4) Зная скин, проницаемость и, предположив, остаточную проницаемость ks, рассчитываешь rs.

Вариант 4
1) Поднимаешь историю кислотных обработок скважин на твоем м/р.
2) Смотришь какое количество кислоты качали на 1 м толщины пласта (1 погонный метр)
3) Строишь график: количество кислоты на 1 м - прирост дебита.
4) Также можешь прикинуть на какое расстояние ушла кислота в каждой скважине (придется предположить, что она двигалась равномерно, что неправда, но другого выхода нет)
5) Исходя из этого примерно понимаешь о каких объемах кислоты и каких радиусах проникновения идет речь в случае эффективной обработки

Зорг, например у меня есть реальные данные по скважине: Проницаемость чистого пласта=34мД, проницаемость загрязненной зоны=7,35мД, Скин фактор=26,1. Радиус скважины 0,354 ft. Я посчитал по формуле Хоукинса радиус загрязненной зоны, выходит 474 фута или 144 метра, это разве реально??????

pevgen 404 10
Окт 10 #11

MrDen пишет:

Зорг, например у меня есть реальные данные по скважине: Проницаемость чистого пласта=34мД, проницаемость загрязненной зоны=7,35мД, Скин фактор=26,1. Радиус скважины 0,354 ft. Я посчитал по формуле Хоукинса радиус загрязненной зоны, выходит 474 фута или 144 метра, это разве реально??????


Скин 26 скорее всего ошмбка. При таком скине приток прекращается.

erilin_sa 456 10
Окт 10 #12

MrDen пишет:

Зорг, например у меня есть реальные данные по скважине: Проницаемость чистого пласта=34мД, проницаемость загрязненной зоны=7,35мД, Скин фактор=26,1. Радиус скважины 0,354 ft. Я посчитал по формуле Хоукинса радиус загрязненной зоны, выходит 474 фута или 144 метра, это разве реально??????

144 м. - есть сомнения . С другой стороны при особом таланте получить стакан не пробдема . Какой скин у стакана ?
.
Это после чего такое состояние ПЗП ?

Zorg 584 11
Ноя 10 #13

Рассчитать глубину проникновения бурового раствора можно. Можешь почитать, например, статью: SPE 48988 "Drilling Fluids Filtration and Permeability Impairment: Performance and evaluation of Various Mud Formulations", D.G. Longeron, J. Alfenore.

Радиус загрязнения призабойной зоны 140 м это, конечно, не реально. Может, скин не верный, или проницаемость... Реалистичная глубина проникновения фильтрата бурового раствора в пласт 10-15 дюймов. Реалистичное снижение проницаемости в этой зоне 40-60%.

Может быть, общий скин действительно +26, но кроме повреждения пласта присутствует еще и скин из-за неполного вскрытия, из-за некачественной перфорации. Рассчитай эти скин-факторы, убери их из общего скина, возможно, тогда скин за счет повреждения пласта снизится, например, до +5. В формулу Хокинса надо подставлять не общий скин, а именно скин за счет повреждения пласта.

Go to top