В качестве промывочной жидкости использовалось дизельное топливо
В качестве промывочной жидкости использовалось дизельное топливо, применение которого
сочеталось с применением азота для создания условий депрессии в скважине. С целью
минимизации неблагоприятного воздействия на окружающую среду бурение выполнялось с
использованием замкнутой циркуляционной системы без амбаров (безамбарным способом).
Увеличение добычи газа
Бурение горизонтального интервала, с глубины скважины 2507 м, было выполнено за два
рейса долота. Через каждые 46 м проходки производилось шаблонирование ствола
скважины. После достижения глубины 2650 м был произведен подъем инструмента для замены забойного двигателя и долота. Приток газа в горизонтальном интервале ствола скважины постоянно возрастал, до 140-170 тыс. м3/сутки.
За второй рейс долота был пробурен интервал горизонтального ствола скважины с 2650 до
2870 м. На этой глубине бурение было завершено, поскольку полностью была смотана с барабана и использована вся колонна гибких труб. Условия депрессии в системе скважина-пласт при бурении поддерживались постоянно, при депрессии 8 МПа. По всему горизонтальному интервалу ствола скважины наблюдалось увеличение притока газа. В конце процесса бурения с депрессией дебит газа составил 623 тыс. м3/сутки. Общая длина пробуренного горизонтального интервала ствола скважины составила 363 м. Учитывая достигнутый большой дебит газа, было признано целесообразным пробурить второй боковой ствол в скважине. В июне 1997 г. скважина 12-16-33-3W5M была введена в эксплуатацию. Ее начальный дебит при депрессии 4 МПа составил 254 тыс. м3/сутки. Ввиду определенных промысловых ограничений технического порядка дебит скважины пришлось уменьшить до 184 тыс. м3 в сутки. Суммарный объем добычи газа за год эксплуатации скважины составил 56,6 млн. м.
Скважина 104/1-16-82-7W6M была пробурена в апреле 1998 г. на продуктивные отложения Падди в северо-западной части провинции Альберта. Продуктивный пласт здесь представлен крупнозернистыми морскими песчаными породами; проницаемость - 500 мД, пористость -27%. Газовая залежь толщиной 8,5 м подстилается активным водоносным пластом толщиной 12 м. Пластовое давление составляет 2,6 МПа. Дебиты соседних вертикально пробуренных скважин составляли 20-23 тыс. м3 газа в сутки. Интенсифицирующие обработки вертикальных скважин не производились из-за потенциальной вероятности поступления воды из нижнего водоносного пласта через искусственно созданные трещины в результате гидроразрыва.