John Michael Tesha, Ferney Moreno, James McLean Somerville*, Saood Qaseem
Feld A1 ist ein Offshore-Gasfeld etwa 56 km vor der Küste Ostafrikas mit einer Wassertiefe von 1153 m. Die Durchlässigkeitsverteilung variiert zwischen den verschiedenen Schichten mit einer Gesamtdurchlässigkeit von 680 m, und die Porositätsverteilung für das Reservoir Feld A1 variiert zwischen 0,21 und 0,23. Die Reservoirstärke variiert ebenfalls und kann bis zu 50 m betragen. Diese Forschungsarbeit identifiziert Parameter, die zum Einfluss der Wasserkegelbildung beitragen. Es werden Simulationsempfindlichkeiten durchgeführt, um den Effekt der Wasserkegelbildung/-krone in horizontalen Gasbohrungen zu beobachten und die Leistung dieser Bohrungen mithilfe des Petrel-Simulators vorherzusagen. Die Ergebnisse haben gezeigt, dass horizontale Bohrungen in Ost-West-Ausrichtung einen frühen Wasserdurchbruch haben und aufgrund der Auswirkungen auf den Randaquifer aufgrund geringerer Ausbeute im Vergleich zu Nord-Süd- und ursprünglicher Bohrungsausrichtung (Nordwest-Südost) nicht empfohlen werden. Die unterschiedliche Höhe der Perforation und der Abstand, wie sie bei einem Abstand zwischen 30 und 40 m im Feld A2 festgestellt wurde, verzögert die Wasserkegelbildung, die hohe Gewinnung und die längere Plateaudauer. Die Gasgewinnung kann aufgrund der Verteilung der Permeabilitätsschicht für die horizontalen Bohrungen und des niedrigen Produktivitätsindex, d. h. der Leistung der Bohrung, gering ausfallen. Die geschwindigkeitsabhängige Skin- und mechanische Skin-Entwicklung im Laufe der Zeit zeigt, dass ein zunehmender Nicht-Darcy-/Turbulenzfaktor die Leistung der Bohrung verringert und die Gasgewinnung verringert. Die starke Absenkungstendenz ist vor dem Wasserdurchbruch zu beobachten, es gibt jedoch einen frühen Wasserdurchbruch, daher wird eine tiefe Penetration verwendet. Horizontale Gasbohrungen haben in allen Fällen eine konstante horizontale Länge von 300 m. Ein zunehmender Rohrkopfdruck von 40 bis 100 Bar führt zu einer kürzeren Plateaudauer der Gasproduktion, einer niedrigen Wasserproduktionsrate und einer niedrigen Gasgewinnung. Eine Variation des kv/kh-Verhältnisses von 0,1, 0,6 bis 1 zeigt einen um 6 Monate früheren Wasserdurchbruch als im Basisfall mit 0,1 und verzögert daher die Wasserkegelbildung nicht. Die Gasgewinnung wird um 5 % reduziert. Die Gasgewinnung wird durch eine Erhöhung der Gasraten erhöht, und bei hohen Förderraten wird ein früher Wasserdurchbruch beobachtet. Eine Produktion mit niedrigen Raten kann die Wasserkegelbildung verzögern. Dies ist jedoch nicht wirtschaftlich, da weniger Gas gewonnen wird und die Produktion möglicherweise länger dauert, bis sie ihre maximale Gesamtgasproduktion erreicht, die im Vergleich zu hohen Gasraten geringer ist. Auf der Westseite ist der Grundwasserleiter stärker, was vorhersehbar zu einer Wasserkegelbildung führt als auf der Ostseite. Dieser Grundwasserleiter beeinflusst die Gasgewinnungsreduzierung um 19 %, mit einer radialen Ausdehnung des Wasserkegels von 1,7 km und einer Spitzenwasserproduktionsrate von 16 Jahren. Die Grundwasserzuflussrate wird um 69 % erhöht, wenn sich das Grundwasserleitervolumen verdoppelt. Aus den Ergebnissen geht daher hervor, dass eine Produktion mit hoher Rate eine hohe Ausbeute aufweist, bevor die Auswirkungen des Grundwasserleiters oder des Wassers auf die Brunnen aufgetreten sind, was als Überlaufen des Grundwasserleiters bezeichnet wird. Um eine Wasserkegelbildung zu vermeiden, werden vorab Techniken zur Fertigstellung wie Zuflusskontrollgeräte (ICD) eingesetzt.Installation eines Bohrlochmessgeräts. Außerdem ist es wichtig, keine Löcher zu bohren, wenn sich der Brunnen in der Nähe eines Gas-Wasser-Kontakts befindet. Die horizontalen Brunnen sollten so weit wie möglich vom Gas-Wasser-Kontakt entfernt sein, um die Gasgewinnung zu maximieren. Darüber hinaus ermöglicht die Verwendung einer vollständig geöffneten Drosselklappe eine deutliche Steigerung der Wasserproduktionsrate, was zu einer Wasserkegelbildung führt.