Полевое испытание: Скважина Elbert
На скважине Elbert обработка была проведена в декабре 2008 г. Скважина имела следующие характеристики:
Песчаник Гидроразрыв Скважина с летучей нефтью Температура на забое: 200°F (93°С) Давление на забое 1250 фунтов на кв. дюйм, манометрическое Соленость 22 000 ppm TDS (средн.) Начальная водонасыщенность 30% 82% чистого падения продукции газа в течение срока эксплуатации скважины Продукция на момент проведения обработки составляла приблизительно 50 MSCFD (млн. стандартных кубических футов в сутки)
Данная скважина была обработана на начальной стадии цикла полевых испытаний, и обработка проводилась с использованием 40 баррелей изопропилового спирта для удаления воды, а затем использовались 40 баррелей смеси L-19945C, состоящей из 29% изопропилового спирта, 69% пропиленгликоля и 2% WS-1200.
Результаты испытания можно видеть на рис. 3: синими ромбами обозначена реальная добыча природного газа в год, предшествующий обработке, указанная в процентах от базового уровня продукции газа непосредственно перед обработкой. Черная линия показывает кривую естественного падения добычи из скважины при отсутствии обработки. Красными квадратами показана реальная добыча из скважины после обработки составом 3M™ для газовых скважин. Добыча природного газа из скважины сразу увеличилась почти до 200% от уровня, имевшегося до обработки. Красная линия для данных, обозначенных красными квадратами (над экстраполяцией добычи до обработки), показывает экспоненциальное приближение для данных по добыче газа после обработки. Хотя повышение продукции после испытания невелико, расстояние между ними и различие их наклона показывают, что добыча газа возросла.
До обработки
После обработки
|
|
Рис. 3. Скважина Elbert
Сутки
Результаты первого полевого испытания (скважина Elbert) были следующими:
Повреждение скважины отсутствует Существующая инфраструктура стала более продуктивной Продолжительность действия обработки, т. е. изменения смачиваемости камня, превысила один год. Добыча газа после обработки увеличилась относительно прогнозируемой кривой падения Выброс воды существенно снизился Экстраполяция кривой падения добычи показывала, что при отсутствии обработки скважина утратила бы рентабельность к 700-м суткам.
Полевое испытание: Скважина Mike
На скважине Mike обработка была проведена в декабре 2008 г. Скважина также имела песчаниковую скелетную породу и подвергалась гидроразрыву. Описание обработки и результатов испытаний приводятся в публикации Общества инженеров-нефтяников 2009 г. (Petroleum Engineers publication from 2009; SPE125077).
Ниже приводится описание скважины:
Песчаник Гидроразрыв Проницаемость: 20% Пористость: 20% Температура на забое: 204°F (96°С) Давление на забое 2 900 фунтов на кв. дюйм, манометрическое Начальная водонасыщенность 30% 83% чистого падения продукции газа в течение срока эксплуатации скважины
Данная скважина по проценту падения добычи была сходной со скважиной Elbert, однако добыча из скважины Mike началась в 1990-х гг. с величин приблизительно 700 MSCFD. Следовательно, падение реальной добычи было гораздо большим. На рис. 4 показана добыча природного газа из скважины Mike до и после обработки. Перед испытанием добыча падала. В дни, непосредственно предшествовавшие испытанию, добыча из скважины составляла приблизительно 4 MSCFD. Однако средняя добыча за несколько месяцев перед испытанием составляла приблизительно 125 MSCFD. Сразу после обработки добыча природного газа из скважины Mike увеличилась приблизительно в 4 раза по сравнению с усредненным за 24 месяца значением, до более чем 600 MSCFD.
Рис. 4. Добыча природного газа из скважины Mike до и после обработки
Млн. стандартных кубических футов
|
|
Данные после обработки за период до февраля 2010 г. показывают, что через 14 месяцев после обработки добыча из скважины по-прежнему вдвое превышает исходный базовый уровень. Всплеск добычи в июле 2009 г. не был обусловлен каким-либо внешним воздействием.
Полевое испытание: Скважина Daily 4–6
Третье полевое испытание проводилось на скважине Daily 4–6, расположенной в Section 6-1N-26ECM, округ Бивер, штат Оклахома (см. рис. 5 и 6). Скважина Daily 4–6 использует запасы газа из примроузских пород нижнего пенсильванского возраста. За 14-летний срок эксплуатации скважины Daily 4–6 добыча снизилась с 400 MSCFD до 10 MSCFD. Низкий уровень был достигнут на ранней стадии срока эксплуатации скважины и оставался постоянным в течение многих лет.
Скважина имеет следующие характеристики:
Песчаник, гидроразрыв, свита Морроу Пористость породы = 16% Проницаемость породы = 10 мД Температура = 185°F (85°С) Исходное давление в пласте = 3 200 фунтов на кв. дюйм Текущее давление в пласте = 2 200 фунтов на кв. дюйм Начальная водонасыщенность = 35% Соленость 7 400 ppm (общая растворенная соль)
Предыстория скважины показывает, что, по всей вероятности, это скважина с летучей нефтью.
Рис. 5. Типичная кривая падения добычи в примроузских породах свиты Морроу
(1996–2006 гг.)
Добыча нефти существенно снизилась
|
|
Падение 5% после точки начала кипения
|
|
Падение 30% до точки начала кипения
|
|
BEISEL 1 (35153300860000, MRRW) TWP: 22 N-Range: 22 W-Sec. 7
|
|
Газ
Давление в лифтовой колонне
|
|
Млн. стандартных кубичес-ких футов
|
|
Рис. 6. Добыча из скважины Daily 4–6 до и после обработки
В скважине наблюдалось измеримое и существенное увеличение добычи газа (2-кратное). Однако вскоре после обработки в скважине появились признаки залива жидкостями. Из-за залива жидкостями потребовалось проводить тампонаду с интервалами 2–4 недели. Это не позволяет проводить прямые сравнения с базовыми уровнями до испытания. Тем не менее, добыча газа существенно увеличилась. До обработки также возникала необходимость тампонировать скважину. Итоговые данные по добыче показаны на рис. 6.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8
|
