что такое скин фактор в нефтяной промышленности
Что такое скин-система и как она работает?
Широкое использование нефти и продуктов её переработки в промышленности началось со второй половины XIX века.
Развитие добычи, транспортировки и переработки нефти и нефтепродуктов выявило проблему необходимости подогрева трубопроводов, резервуаров и других объектов.
Проблема обогрева объектов особенно актуальна для районов Севера европейской части России и Сибири. Острая необходимость обогрева трубопроводов в условиях Крайнего Севера диктуется тем обстоятельством, что транспортировка указанных жидкостей осложняется образованием парафиновых, ледяных и газогидратных пробок.
В случае остановки по необходимости, вода в водоводе может замёрзнуть и разрушить трубу.
Углеводородное сырьё при низких температурах значительно увеличивает свою вязкость, что повышает нагрузку на насосы, а при остановке транспортировки образуются непроходимые пробки.
Наличие системы обогрева позволяет обеспечить нормальное круглогодичное функционирование газовых, нефтяных трубопроводов и водоводов. Поэтому, с одной стороны, системы обогрева обеспечивают стабильность технологических процессов на месторождении, а с другой – являются элементом обеспечения безопасности и повышения надёжности нефтегазового оборудования и систем жизнеобеспечения.
Обогрев трубопроводов снижает риски эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений в экстремальных климатических условиях, а также решает следующие задачи:
Нефтяное путешествие
Вот нефть оказалась на поверхности, прошла первичную обработку и готова отправиться дальше.
Впереди у неё десятки, а то и сотни километров трубопровода, и на этом пути её температуру тоже лучше поддерживать постоянно. Это вопрос экологической безопасности.
А заодно и способ избежать больших финансовых потерь, если с трубопроводом вдруг что-то произойдёт.
Чтобы предотвратить разрушение и простой в работе, можно построить резервуарные парки на всём протяжении трубопровода и в критических ситуациях сливать застывшую нефть туда, но это очень дорого.
Ещё один вариант — сливать на рельеф, то есть просто на землю. Природа после подобных сливов может восстанавливаться несколько десятков лет.
Но есть и третий способ решения проблемы — установка на трубопроводе особых систем обогрева на основе скин-эффекта.
Именно такое решение предлагают специалисты Группы компаний «Специальные системы и технологии» (ГК «ССТ»). Это один из четырёх мировых производителей систем электрообогрева на основе скин-эффекта.
Скин-система
Система электрообогрева на основе скин-эффекта (или индукционно-резистивная система нагрева, ИРСН) является единственной конструкцией, позволяющей обогревать плечо трубопровода до 60 км и подавать питание с одного конца без сопроводительной сети.
Впервые такая технология появилась в Японии в 1960-х годах, и в настоящее время в мире всего несколько производителей сумели освоить её. Сегодня системы электрообогрева на основе скин-эффекта производятся только в Японии, США и России.
Принцип действия рассматриваемой системы основан на двух явлениях: эффекте близости и скин-эффекте (поверхностном эффекте).
Нагревательным элементом системы электрообогрева выступает труба из ферромагнитной стали наружным диаметром 15-60 мм и толщиной стенки не менее 3,0 мм, в которую свободно помещён изолированный проводник из немагнитного материала сечением 8–40 мм2. Проводник в конце плеча обогрева электрически соединяется с трубкой, а в начале плеча между трубкой и проводником подается переменное напряжение от источника электропитания.
Ток, протекающий по жиле проводника, индуцирует магнитное поле, взаимодействующее с током обратного направления, протекающим по трубе. Вследствие чего в ферромагнитном внешнем проводнике (стальной трубке) возникает ярко выраженный скин-эффект: ток протекает не по всей толщине стенки трубки, а в тонком (около 1 мм) поверхностном слое. Причём этот слой расположен у внутренней поверхности стальной трубки.
Так как на внешней поверхности трубки ток практически отсутствует, потенциал наружной поверхности остаётся нулевым, что делает ИРСН электробезопасной.
Системы на основе скин-эффекта получили применение на крупнейших объектах Total, ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром», ПАО «ЛУКОЙЛ», среди которых Харьягинское, Южно-Шапкинское, Ванкорское, Песцовое, Заполярное, Новопортовское месторождения, и другиx.
В общей сложности такими системами инжиниринговая компания «ССТэнергомонтаж» (входит в ГК «ССТ») оснастила более 1 000 км трубопроводов в России и за рубежом.
К слову
Инжиниринговая компания «ССТэнергомонтаж» — российский разработчик и поставщик систем электрообогрева и теплоизоляции для различных отраслей промышленности. «ССТэнергомонтаж» входит в Группу компаний «Специальные системы и технологии», которая является лидером российского рынка электрообогрева более 25 лет.
По опыту
За годы работы «ССТэнергомонтаж» накопила существенный опыт в решении задач обогрева трубопроводов.
В портфолио компании — участие в крупнейших проектах, в числе которых магистральные трубопроводы ВСТО, Заполярье-Пурпе, Куюмба-Тайшет, БТС-2.
Так, «Заполярье-Пурпе» является самым северным нефтепроводом России.
Из 488 км — а именно такова его общая протяжённость объекта — 170 проложено за Полярным кругом.
«ССТэнергомонтаж» обеспечила объект системами электрообогрева на основе скин-эффекта и саморегулирующимися нагревательными кабелями.
«По проекту, созданному совместно с заказчиком — компанией «Транснефть» — мы обеспечили скин-системами более 10 км. На всём протяжении стабильно поддерживается температура +5 °C», — рассказали в ГК «ССТ».
Такой объект, как Ванкорское месторождение, в представлении не нуждается. Его называют величайшим нефтяным открытием послед-них 25 лет.
Специалистам ГК «ССТ» довелось поработать и здесь: они выполняли услуги по проектированию, производству, поставке, монтажу и вводу в эксплуатацию систем электрообогрева. Здесь также была установлена ИРСН, длина обогреваемого трубопровода составила 11 417 м. Экспертам пришлось работать с трубами разного диаметра — от 89 до 325 мм. Система функционирует уже более 10 лет, по трубопроводам транспортируется вода, нефть и газ, а благодаря точным расчётам поддерживается температура +2…+20 °C.
Применение новой модели многокомпонентной суспензии для расчета скин-фактора в скважинах, оборудованных гравийными фильтрами
М.М. Хасанов, д.т.н. ПАО «Газпром нефть»,ООО «Газпромнефть НТЦ», К.Э. Лежнев, ООО «Газпромнефть НТЦ», Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, В.Д. ПашкинСанкт-Петербургский гос. университет, А.П. Рощектаев, к.ф.-м.н.ООО «Газпромнефть НТЦ»
Вынос песка представляет собой существенную проблему при разработке пластов, сложенных слабосцементированными породами. Для ее решения используются различные забойные фильтры, например, щелевые, проволочные и гравийные набивки. Гравийная набивка – один из наиболее универсальных типов подобных фильтров – рекомендуется к установке даже в наименее благоприятных геологических условиях. Такой фильтр создает сложную поровую структуру на входе в скважину, что приводит кувеличению скин-фактора последней. В настоящее время отсутствуют методы, позволяющие оценить эффективность работы этих фильтров в зависимости от геологических и геомеханических параметров пласта.
Для расчета скин-фактора гравийной набивки обычно предлагается использовать закон фильтрации Форхгеймера [1].
где p – давление; α, β – коэффициенты (для закона Дарси α=φ/к, β=0, где k – проницаемость, φ – пористость пласта); μ – вязкость флюида; v¯– скорость флюида.
Расчеты можно дополнить учетом течения флюида в интервалах перфорации [2, 3]. Засорение гравийной набивки можно учесть эмпирически через различные параметры. Стационарные законы, используемые в таких моделях, не учитывают твердую фазу в притоке и не позволяют оценивать динамику скин-фактора скважины во времени. Также для определения коэффициента β существует множество корреляций, которые дают результаты, различающиеся в десятки раз.
Модели на основе теории суспензии дают возможность учесть постепенное засорение гравийной набивки [4]. В них исследуются уравнения закона сохранения массы в многофазном потоке, проходящем через пористую среду [5]. Существуют модели, позволяющие рассматривать твердые частицы двух размеров [6]. Таким образом, подобные математические модели могут применяться для анализа скважин, оборудованных гравийной набивкой.
Основным показателем для подбора гравийной набивки является гранулометрический состав породы[1]. Эмпирические корреляции и лабораторные эксперименты позволяют оценить наиболее эффективное соотношение между размерами пластовых частиц и гравийной набивки, однако они не универсальны и не способны показать изменение проницаемости гравийной набивки во времени.
В статье рассмотрена новая модель многокомпонентной суспензии, на основе которой можно оценить дополнительное сопротивление потоку, обусловленное наличием гравийного фильтра. Построенная модель учитывает гранулометрический состав пластовых частиц, поэтому ее можно использовать не только для оценки динамики скин-фактора, но и для подбора оптимальных размеров гранул гравийной набивки.
Физико-математическая постановка задачи
Базовые предположения
Если принять, что упаковка частиц различных размеров одинакова, то размеры di должны составлять геометрическую прогрессию, т.е. di+1 = уdi, 0 Инструменты
Petroleum Engineers
Вы здесь
Скин-фактор скважины
Собственно, что такое cкин-фактор скважины?
Контекст
Собственно, что такое?
Более подробно. Общий скин фактор подразделяется на скин перфорационный (количество отверстий, диаметр, глубина, фазировка), скин ствола скважины (связанный с углом наклона), скин по степени вскрытия; скин, связанный с повреждением пласта; скин, связанный с турбулентностью потока. Еще в литературе описываются геологические скины или «геоштуцеры». Насколько я понял, это некие природные препятствия, затрудняющие приток в пласте.
В скважинах с ГРП скин может возникать вследствие повреждения пласта на границе трещина-пласт. В горизонтальных скважинах с ГРП скин возникает вследствие изменения направления течения жидкости по трещине ГРП: в трещине жидкость движется равномерно, тогда как при подходе к стволу скважины часть потоков меняет направление.
А что тогда такое заканчивание? В прямом смысле?
А что тогда такое заканчивание? В прямом смысле?
Очень высококвалифицированный ответ! Точно и просто.
Моё уважение, Zorg
Насос Насосович, Вы тоже оч умный- моё почтение!
я меня такой вопрос:
Есть ли расчет Скина для карбонатных резервуаров? попробую в ручную, потом сравню 
Также ошибка в коэффициенте влияния ствола скважины С. Он у тебя слишком высокий.
Порядок значений коэффициента влияния ствола скважины:
1) пластоиспытатель на трубах 0.0001-0.001 м3/атм
2) фонтан 0.01-0.1 м3/атм
3) механизированная скважина 0.1-1 м3/атм
В общем, проверь входные данные еще раз. И настройки софта.
Потом по полученным данным (kh, S, Pres) можешь сам для проверки прикинуть дебит скважины и сравнить с фактом. Если отличия большие, значит что-то не так.
Скин — фактор Причины изменения фильтрационных свойств призабойной
Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_2.jpg» alt=»>Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:» /> Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:
Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_3.jpg» alt=»>Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в» /> Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в призабойной зоне. Буровой фильтрат может вызвать разбухание глин, что приведет к повреждению.
Повреждения при закачке Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут закупорить поровые» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_4.jpg» alt=»>Повреждения при закачке Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут закупорить поровые» /> Повреждения при закачке 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.
Повреждения в результате добычи В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже давления насыщения.» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_5.jpg» alt=»>Повреждения в результате добычи В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже давления насыщения.» /> Повреждения в результате добычи 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.
Модель скин-эффекта h rc kз kпл rз P’заб Pзаб Pпл S >» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_6.jpg» alt=»>Модель скин-эффекта h rc kз kпл rз P’заб Pзаб Pпл S >» /> Модель скин-эффекта h rc kз kпл rз P’заб Pзаб Pпл S > 0 Cкин-фактор – безрамерная величина, связывающая изменение давления в прискважинной зоне, дебит и гидропроводность породы Pзаб S Хорнер выразил скин-фактор через дополнительное падение давления в результате повреждения: Pskin = 0.87″ /> Хорнер выразил скин-фактор через дополнительное падение давления в результате повреждения: Pskin = 0.87 m St = (P’заб – Pзаб) где m – наклон полулогарифмической прямой Хорнера, St – суммарный скин-эффект St = Pskin / 0.87 m = (P’заб – Pзаб) / 0.87 m Log (r) Профиль пластового давления
Скин-фактор и свойства призабойной зоны kпл – проницаемость коллектора kз – проницаемость измененной зоны» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_9.jpg» alt=»>Скин-фактор и свойства призабойной зоны kпл – проницаемость коллектора kз – проницаемость измененной зоны» /> Скин-фактор и свойства призабойной зоны kпл – проницаемость коллектора kз – проницаемость измененной зоны rз – радиус измененной зоны rс – радиус скважины 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 kз kпл (интенсификация), скин-фактор является отрицательным. Если kз = kпл, скин-фактор равен 0.
Геометрические скин-факторы Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_12.jpg» alt=»>Геометрические скин-факторы Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона» /> Геометрические скин-факторы Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона уменьшенной проницаемости. Sp – скин-фактор, учитывающий геометрию перфорации (+)
Геометрические скин-факторы Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_13.jpg» alt=»>Геометрические скин-факторы Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация» /> Геометрические скин-факторы Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация только участка продуктивного слоя пласта, Spp – скин-фактор, учитывающий несовершенство вскрытия (+)
Гидравлический разрыв Гидравлический разрыв – это процесс использования гидравлического давления для создания искусственных трещин» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_19.jpg» alt=»>Гидравлический разрыв Гидравлический разрыв – это процесс использования гидравлического давления для создания искусственных трещин» /> Гидравлический разрыв Гидравлический разрыв – это процесс использования гидравлического давления для создания искусственных трещин в пласте Трещина увеличивается в длину, высоту и ширину путем закачки смеси флюида и проппанта под высоким давлением
Гидравлический разрыв Песок с проппантом Помпа Устье скважины НКТ проппант Флюид для ГРП Залежь» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_20.jpg» alt=»>Гидравлический разрыв Песок с проппантом Помпа Устье скважины НКТ проппант Флюид для ГРП Залежь» /> Гидравлический разрыв Песок с проппантом Помпа Устье скважины НКТ проппант Флюид для ГРП Залежь Флюид Смеситель Трещина
Соединение линзообразных резервуаров Причины проведения ГРП» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_22.jpg» alt=»>Соединение линзообразных резервуаров Причины проведения ГРП» /> Соединение линзообразных резервуаров Причины проведения ГРП
Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП Причины проведения ГРП» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_23.jpg» alt=»>Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП Причины проведения ГРП» /> Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП Причины проведения ГРП
Использование трещиноватых коллекторов Параллельные Трещины Ортогональные Трещины Причины проведения ГРП» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_24.jpg» alt=»>Использование трещиноватых коллекторов Параллельные Трещины Ортогональные Трещины Причины проведения ГРП» /> Использование трещиноватых коллекторов Параллельные Трещины Ортогональные Трещины Причины проведения ГРП
Соединение расслоенных формаций Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков Продуктивный Интервал, стимулированный кислотной обработкой» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_25.jpg» alt=»>Соединение расслоенных формаций Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков Продуктивный Интервал, стимулированный кислотной обработкой» /> Соединение расслоенных формаций Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков Продуктивный Интервал, стимулированный кислотной обработкой Продуктивный Интервал, стимулированный ГРП Причины проведения ГРП
Соотношение напряжения и глубины Расстояние от поверхности земли, м» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_27.jpg» alt=»>Соотношение напряжения и глубины Расстояние от поверхности земли, м» /> Соотношение напряжения и глубины Расстояние от поверхности земли, м
Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторождений России» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_30.jpg» alt=»>Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторождений России» /> Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторождений России
Расчет скин-фактора» src=»https://present5.com/presentacii-2/20171208/5184-skin-faktor_1.ppt/5184-skin-faktor_1_31.jpg» alt=»>Расчет скин-фактора» /> Расчет скин-фактора
Гидравлический разрыв В пластах с низкой проницаемостью, K Гидравлический разрыв В пластах с низкой проницаемостью, K Гидравлический разрыв В пластах с низкой проницаемостью, K 50 мД Требуются высокопроводимые короткие трещины Более высокий показатель проводимости способствует росту добычи Стимуляция призабойной зоны В пластах со средней проницаемостью, 5 Увеличение добычи после ГРП для трещин различной длины» /> Увеличение добычи после ГРП для трещин различной длины