close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

728.Плотность бурового раствора и бурение с регулируемым давлением сложных скважин

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
ПЛОТНОСТЬ БУРОВОГО РАСТВОРА
И БУРЕНИЕ С РЕГУЛИРУЕМЫМ ДАВЛЕНИЕМ
СЛОЖНЫХ СКВАЖИН
M. Arnone, P. Vieira, Weatherford International Ltd.
Последние данные позволяют предположить, что влияние температуры на давление в кольцевом
пространстве существенно сказывается на точной оценке статической и динамической плотности
бурового раствора
Забойное давление циркуляции
ОПАСНЫЕ ФАКТОРЫ
ПРИ БУРЕНИИ
Небольшая разница между поровым давлением и
давлением гидроразрыва, характерная для многих глубоких скважин, представляет собой серьезный и опасный фактор. В сложных условиях бурения небольшие
колебания давления могут привести к серьезным и
дорогостоящим последствиям в виде потери циркуляции, выбросов газа, дифференциальному прихвату
труб или даже полной потери контроля над скважиПотеря циркуляции,
приводящая к дифференциальному прихвату труб
Приток
или сужение ствола скважины
Давление
гидроразрыва
Циркуляция
Прекращение
нагнетания
Поровое
давление
Статическое давление,
создаваемое столбом
бурового раствора
Динамическое давление,
создаваемое циркуляцией
бурового раствора
Время бурения
ной. Если потеря давления на трение (разность между
динамическим и статическим давлением) превышает рабочие параметры, скважина становится «небуримой» при использовании традиционных методов.
Данный процесс и связанные с этим осложнения иллюстрирует рис. 1.
Указанные колебания давления присущи традиционным методам бурения с использованием замкнутых
циркуляционных систем. Бурение с постоянным забойным давлением (constant bottomhole pressure –
CBHP) является вариантом MPD, который оказался
очень эффективным в этих условиях – часто при
бурении скважин, которые были экономически неэффективны или физически невозможны при использовании традиционных методов.
Основной эффект метода СВНР заключается в
поддержании одного и того же забойного давления,
будь то столб неподвижного бурового раствора или
циркуляция. Когда исчезает динамическое давление
в кольцевом пространстве, снижение плотности нейтрализуется на поверхности путем создания противодавления в кольцевом пространстве с замкнутой циркуляционной системой. Такой контроль давления в
кольцевом пространстве достигается с помощью специальной штуцерной системы, которая предотвращает колебания забойного давления, которые обычно
происходят при периодическом включении и выклю-
Забойное давление циркуляции
Бурение с регулируемым давлением (managed pressure drilling – MPD) при очень небольшой разнице
между поровым давлением и давлением гидроразрыва является очень тонким процессом. В таких рискованных сбалансированных скважинных условиях
даже небольшие колебания температуры в скважине
влияют на зависимость свойств бурового раствора от
пластового порового давления и градиента давления
гидроразрыва пласта.
Последние исследования показывают, как именно
температура влияет на плотность раствора и, следовательно, давление в кольцевом пространстве. В этих исследованиях оспариваются прежние предположения о
бурении в опасных условиях. Полученные результаты
повышают возможности MPD для снижения рисков и
затрат при бурении ранее «небуримых» скважин.
Давление
гидроразрыва
Противодавление
в кольцевом пространстве
Поровое
давление
Циркуляция
Прекращение
нагнетания
Постоянное
забойное давление
Время бурения
Рис. 1. Динамика статического и динамического давления при традиционном способе бурения (слева) и при операциях MPD CBHP
(справа)
38
№8 • август 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
чении буровых насосов, наращивании колонны или
других операциях на буровой.
В результате бурильщики могут точнее «соблюдать баланс» между поровым давлением и градиентом
давления гидроразрыва пласта. При этом снижаются
непроизводительные затраты времени при борьбе с
осложнениями в скважине и сокращаются затраты
на буровой раствор. Также минимизируются риски
для скважины, буровой установки и персонала. Кроме
того, скважины можно бурить глубже и заканчивать
с оптимальным диаметром ствола, так как глубину
установки башмака обсадной колонны можно устанавливать глубже.
Эти уникальные возможности являются характерными достоинствами для устранения неопределенности в глубоких скважинах с высокими давлениями
и температурами, бурящихся в сложных геологических условиях, например, при несогласном напластовании.
С увеличением глубины скважины возрастают
как гидростатическое давление, так и температура.
Эти параметры в различной степени влияют на статическую и динамическую эквивалентную плотность
бурового раствора. Рост гидростатического и динамического давления (вызываемого сжатием) увеличивает эквивалентную плотность раствора. Однако
плотность уменьшается при увеличении температуры
и последующем тепловом расширении. Часто предполагают, что эти явления взаимно компенсируют
друг друга.
Однако исследования свидетельствуют о том, что
влияние температуры на давление в кольцевом пространстве намного более существенно, чем влияние
давления при точной оценке статической и динамической плотности раствора, которые имеют особенное
значение в операциях MPD CBHP.
ПЛОТНОСТЬ В ПОВЕРХНОСТНЫХ
И СКВАЖИННЫХ УСЛОВИЯХ
Точная оценка эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора (equivalent circulating
density – ECD), забойного статического давления и
давления циркуляции имеет существенное значение в
методах СВНР. Однако плотность бурового раствора,
замеренная на поверхности, не представляет собой
плотность бурового раствора в стволе скважины. По
мере циркуляции раствора в углубляемой скважине
на него действует скважинное давление и температура. Следовательно, при оценке фактической плотности бурового раствора необходимо учитывать статическое и динамическое давление и потери давления
на трение.
С учетом всех этих параметров были успешно и
эффективно пробурены скважины с очень небольшой
разницей между поровым давлением и давлением гидроразрыва в 50–100 фунт/дюйм2. Без точной оценки
вероятность выброса и потери циркуляции были бы
выше.
Исследования проводились в нескольких направлениях. Проведены лабораторные исследования по
влиянию давления и температуры на изменение
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2010
плотности бурового раствора. Выполнены теоретические расчеты по влиянию температуры циркуляции и переходных явлений циркуляции на плотность
бурового раствора. Выполнено гидродинамическое
моделирование по изучению влияния температуры
и давления при определении забойного давления
циркуляции и статического давления. Кроме того,
моделирование применялось при проверке гидродинамических моделей во время применения на месторождении.
В проведенных исследованиях несколько понятий являются наиболее актуальными. Эквивалентная плотность бурового раствора в неподвижном
состоянии (equivalent static density – ESD) представляет собой гидростатическое давление, создаваемое
статическим столбом раствора. Гидростатическое
давление определяется как давление, создаваемое в
любой точке статическим столбом жидкости, и которое зависит от плотности жидкости и высоты столба
жидкости.
Гидростатическое давление часто вычисляют,
пользуясь плотностью раствора в стандартных условиях или условиях на буровой площадке. Поскольку
на плотность раствора влияют пластовое давление и
температура, вычисленное гидростатическое давление
необходимо скорректировать, пользуясь колебанием
плотности раствора. Таким образом, получают истинное значение статического забойного давления.
ECD определяется как сумма ESD и потерь давления в кольцевом пространстве из-за движения раствора.
Повышенная пластовая температура вызывает
тепловое расширение бурового раствора, которое
снижает ESD и ECD, а повышенное пластовое давление приводит к сжатию, что увеличивает ESD и ECD.
Влияние температуры и давления не обязательно
компенсируют друг друга. Окончательное определение эффекта можно сделать исходя из конкретных
условий при планировании и проведении операций
MPD CBHP.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ
БУРОВОГО РАСТВОРА
При циркуляции бурового раствора его температура на некой определенной глубине не является
постоянной из-за тепловых явлений. Разница между
температурой по геотермической шкале и температурой бурового раствора означает, что тепло передается от пласта скважине. Этот процесс может быть
описан как теплоперенос между раствором внутри
бурильной колонны (перемещающимся с поверхности на забой) и раствором внутри кольцевого пространства (перемещающимся от забоя к поверхности).
Для расчета температуры циркулирующего бурового раствора в статическом состоянии в зависимости
от глубины внутри бурильной колонны и в кольцевом
пространстве применяется математическая аналитическая модель [1]. Это происходит во время бурения
или промывки скважины. Результаты моделирования,
сверенные с термограммами, используются в различ39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
ных ситуациях для эффективного расчета забойной
температуры.
Однако выводы и аналитические выражения, используемые для определения профиля температуры
бурового раствора в кольцевом пространстве, получены в вертикальных скважинах. Для наклонных скважин тот же самый метод применяется в отношении
математического выражения, которое корректируется для любой траектории скважины. Эти выражения
используются для описания искривления скважины
в виде общих терминов и для недопущения итеративных расчетов в аналитической модели.
АЛГОРИТМЫ РАСЧЕТА
Разработка и проверка различных алгоритмов для
расчета влияния пластового давления и температуры
на плотность бурового раствора проведены на основе
ранее выполненных экспериментов, в которых изучалась плотность буровых растворов на углеводородной
и водной основе [2].
В ранних лабораторных исследованиях собиралось
множество данных при оценке изменения плотности.
Изучались буровые растворы на углеводородной и водной основе плотностью 11–18 фунт/галл при температуре 70–400 °F и давлении 0–14 000 фунт/дюйм2.
Температура контролировалась и измерялась в пределах ±5 °F, а давление контролировалось в пределах
±100 фунт/дюйм2.
По результатам экспериментов были сделаны выводы, что изменение плотности конкретного типа
бурового раствора зависит от температуры и давления. Это изменение не зависит от начальной плотности раствора. Кроме того, было установлено, что для
растворов одинаковой плотности в поверхностных
условиях плотность раствора на углеводородной основе при высокой температуре и давлении будет выше
плотности раствора на водной основе.
Самый важный вывод состоит в том, что влияния
температуры и давления не компенсируют друг друга –
Изменение плотности, фунт/галл
1
2
Манометрическое давление, фунт/дюйм2
Рис. 2. Экспериментальные данные об изменении плотности
бурового раствора на водной основе (плотность на поверхности
10,69 фунт/галл) и бурового раствора на углеводородной основе
(плотность на поверхности 10,95 фунт/галл):
1 – буровой раствор на водной основе; 2 – буровой раствор на углеводородной основе
40
они имеют результирующий эффект на плотность бурового раствора. Почти во всех случаях СНВР высокая температура и давление (на забое) меньше влияют
на плотность раствора, чем в стандартных условиях
(60 °F и 14,73 фунт/дюйм2). Если изменение плотности раствора из-за температуры и давления, очевидно,
их влияние на статическое и динамическое забойное
давление следует учитывать при применении методов
СНВР.
Экспериментальные данные показаны на рис. 2.
Вместо специального программного обеспечения эти
экспериментальные данные наряду с вычисленными
значениями статической температуры и температуры циркуляции приводят к хорошей аппроксимации
изменения плотности раствора с температурой и давлением. Ее затем можно использовать для расчета
забойного статического давления и давления циркуляции.
В дальнейших экспериментах было установлено,
что влияние температуры более определяющее, чем
влияние давления [3]. При низких давлениях рост
температуры может привести к значительному снижению плотности бурового раствора – ожидаемое
поведение для слегка сжимаемых жидкостей.
Ранее полученные лабораторные данные свидетельствуют о том, что после увеличения температуры от 80 до 280 °F (в 3,5 раза выше температуры на
поверхности, что характерно для глубокого бурения)
плотность испытуемого раствора снизилась в интервале от 0,67 фунт/галл (на 7,7 % ниже первоначальной
плотности) до 0,37 фунт/галл (на 4,3 % ниже первоначальной плотности) в зависимости от манометрического давления, соответственно, 30 и 5000 фунт/дюйм2
[3]. Эти данные убедительно показывают важность
учета влияния давления и температуры на плотность
при расчете потерь давления, гидростатического давления и выноса шлама.
Эксперименты также показали влияние плотности
на расчет потери давления при турбулентном течении. Обычно турбулентное течение на забое начинается из-за уменьшенного зазора между стволом и
муфтами бурильной колонны и достаточно высокого
расхода бурового раствора. Помимо реологии раствора, потери давления на трение при турбулентном
течении связаны с плотностью бурового раствора. В
результате, точное определение снижения плотности,
вызываемое пластовым давлением и температурой,
имеет большое значение при борьбе с осложнениями
в процессе бурения. Неточная оценка может привести
к потере контроля над скважиной.
НЕУСТАНОВИВШАЯСЯ ПЛОТНОСТЬ
В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
Эффективная плотность бурового раствора, на
которую напрямую влияют колебания скважинного
давления и температуры, является очень важной составляющей планирования и выполнения MPD CBHP.
На плотность бурового раствора в значительной степени влияет пластовая температура. Это утверждение верно даже тогда, когда температуру можно считать постоянной на определенных глубинах в связи
№8 • август 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
2
3
Температура
раствора на забое
в условиях
циркуляции
Проектная глубина
Температура
раствора
на забое в
неподвижном
состоянии
Глубина, тыс фут
Глубина, тыс. фут
1
Температура
возвращаемого
раствора
на поверхности
Температура
нагнетания
раствора на
поверхности
1
2
3
4
5
Разница между динамической и статической температурой
Температура, °F
Рис. 3. Профиль температуры раствора в скважине глубиной
10 000 фут с геотермическим градиентом 1,6 °F/100 фут. Обратите
внимание на статическую температуру и температуру циркуляции
в забойных условиях:
1 – профиль температуры нагнетаемого раствора; 2 – профиль температуры возвращаемого раствора; 3 – геотермический градиент
с постоянством пласта. В процессе буровых работ
буровой раствор будет находиться то в неподвижном, то в циркулирующем состоянии. Температура
раствора на этой глубине будет меняться в связи с
неустановившимся состоянием, очень чувствительным к расходу [4].
Из-за циркуляции раствора забойное давление будет превышать гидростатическое давление бурового
раствора. Это обусловлено главным образом потерями
давления на трение в кольцевом пространстве, однако
сжимаемость раствора может также превалировать
(больше чем температура) при бурении глубоких скважин.
Предполагаемое влияние температуры в динамических условиях может быть очень важным фактором.
Конечное значение ECD может быть меньше плотности бурового раствора на поверхности, если влияние
температуры преобладает над влиянием давления. Это
обычное явление в скважинах небольшой и средней
глубины.
Значение ECD может быть выше плотности бурового раствора на поверхности, если влияние давления
преобладает над влиянием температуры, что является
обычным явлением в глубоких и сверхглубоких скважинах.
Если в скважине нет циркуляции, влияние потерь
давления на трение нейтрализуется. В результате, на
колебания плотности раствора существенно влияет
тепловое расширение с увеличением температуры
раствора и достижением температуры по геотермической шкале.
При циркуляции раствора температура снижается
из-за охлаждающего эффекта. Изменение температуры во времени (при переходе из неподвижного состояния в состояние циркуляции) влияет на итоговое
статическое и динамическое забойное давление. Для
определения профиля температуры раствора и разницы между статической температурой и температурой
циркуляции использовалось программное обеспечение и уравнения гидравлики для неустановившегося
состояния [3]. На рис. 3 показаны результаты, полученные с использованием аналитического уравнения
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№8 • август 2010
Плотность, фунт/галл
Рис. 4. Изменение ESD и ECD с учетом статической температуры
и температуры циркуляции раствора для скважины глубиной
10 000 фут:
1 – буровой раствор на водной основе при температуре циркуляции;
2 - буровой раствор на углеводородной основе при температуре циркуляции; 3 - буровой раствор на водной основе при статической температуре;
4 - буровой раствор на углеводородной основе при статической температуре; 5 - 1,01 г/см3 при температуре на поверхности
для определения профиля температуры раствора и
разницы температур раствора в статическом и динамическом состоянии.
На рис. 4 показаны расчетные значения ESD и ECD
при статической температуре и температуре циркуляции раствора, полученные с помощью аналитического уравнения и программного обеспечения. Обратите внимание на разницу между плотностью на
поверхности и эквивалентной плотностью в забойных
условиях. Использование правильных значений ESD
и ECD очень важно при планировании и выполнении
операций MPD CBHP.
На промысле в одном случае зарегистрирована потенциальная ошибка, которая может быть вызвана
сжимаемостью и влиянием неустановившейся температуры [4]. При плотности на поверхности 2,04 г/см3
эффективная плотность при геотермических условиях
(неподвижный буровой раствор) составила 1,98 г/см3.
При возобновлении циркуляции эффективная плотность возросла до 1,99 г/см3 и продолжала увеличиваться до 2,06 г/см3 после 12 часов циркуляции.
В том же самом случае также показано влияние
изменений расхода. Эквивалентная плотность изменялась более быстро с увеличением скорости циркуляции и обычно стабилизировать при более высоком
значении. В большинстве случаев эквивалентная плотность стабилизировалась в течение 12 часов циркуляции бурового раствора.
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ
Исследования показали влияние давления и пластовой температуры на плотность буровых растворов,
а также на ESD и ECD. Исследования проводились на
двух группах буровых растворов при разных температурах и давлениях. С помощью скважинных каротажных диаграмм и оценок с использованием современного программного обеспечения получены реальные
данные о забойных давлениях и температурах.
Исследования показывают, что повышение пластовой температуры приводит к тепловому расширению
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: БУРЕНИЕ
бурового раствора и, как следствие, уменьшению ESD
и ECD. Повышение пластового давления приводит к
сжатию и увеличению ESD и ECD. Эти два явления
не обязательно компенсируют друг друга. При проведении бурения с СВНР требуется точная оценка.
Пренебрежение влиянием давления и температуры
на плотность бурового раствора может привести к неточной оценке забойного давления и неправильному
применению методов СВНР.
На начальном этапе применения MPD СВНР целесообразно скоррелировать теоретические расчеты
путем проведения ступенчатого испытания скважины.
При его проведении регистрируются данные о давлении с использованием прибора записи давления в процессе бурения. Испытание также дает возможность
обучить персонал буровой установки. При этом применение проверенного программного обеспечения, в
котором учитывается влияние во времени давления
и температуры на свойства бурового раствора очень
важно.
Степень влияния температуры и давления на правильное применение СВНР зависит от величины
температуры и давления, продолжительности циркуляции, типа бурового раствора и всех факторов,
которые имеют отношение к гидравлической характеристике буровых растворов. Плотность раствора
действительно изменяется, что наиболее очевидно в
условиях высоких давлений и температур.
Если говорить о количественной стороне, то плотность бурового раствора на углеводородной основе
при температуре 300 °F и 10 000 фунт/дюйм2 будет
на 0,3 фунт/галл меньше плотности на поверхности
(на 1,9 %). Для бурового раствора на водной основе при
тех же самых давлении и температуре плотность сни-
зится на 0,5 фунт/галл или 4,5 %. На глубине 15 000 фут
снижение плотности, вызванное температурой и
давлением, будет эквивалентно 234 фунт/дюйм2
для бурового раствора на углеводородной основе и
390 фунт/дюйм2 для бурового раствора на водной
основе. Эти величины могут быть важны для поддержания постоянного забойного давления при очень небольшой разнице между поровым давлением и давлением гидроразрыва.
Перевел С. Сорокин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Holmes, C. S. and S. C. Swift, Journal of Petroleum Technology, 22, No. 6,
1970, pp. 670–674.
2. McCordie, W. C., Bland, R. G. and J. M. Hauser, «Effect of temperature and
pressure on the density of drilling fluids», SPE 11114 presented at the 57th
Annual Fall Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers
of AIME, New Orleans, Sept. 26–29, 1982.
3. Demirdal, B., Miska, S. and N. Takach, «Drilling fluids rheological and volumetric characterization under downhole conditions», SPE 108111 presented at
the SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference,
Buenos Aires, Argentina, April 15–18, 2007.
4. Karstad, E. and B. Aadnoy, «Density behavior of drilling fluids during high
pressure high temperature drilling operations», IADC/SPE 47806 presented at
the IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference held in Jakarta,
Indonesia, Sept. 7–9, 1998.
Maurizio Arnone (М. Арнон), региональный технический
руководитель подразделения MPD компании Weatherford на Ближнем Востоке и в Северной Африке. Начал работать в компании в 2006 г. старшим инженером
в регионе Ближнего Востока и Северной Африки.
Г-н Арнон имеет степень бакалавра и степень магистра
по механике, полученные, соответственно, в Университете Анд (Венесуэла) и Центральном университете
Венесуэлы.
Paco Vieira (П. Виейра), технический руководитель подразделения Controlled Pressure Drilling and Testing Services компании Weatherford в регионе Ближнего Востока и Северной Африки (с 2006 г.). Имеет степень
бакалавра по механике, полученную в Университете Метрополитен в
Каракасе (Венесуэла), и степень магистра по технологии добычи нефти,
полученную в Университете г. Талса, шт. Оклахома.
НОВЫЕ ОТКРЫТИЯ
АФРИКА –
БЛИЖНИЙ И СРЕДНИЙ ВОСТОК
Скважина Cabaca Norre-1, пробуренная компаниями Eni и Sonangol
на блоке 15/06 в пределах континентального шельфа Анголы открыла запасы нефти. Был получен приток нефти дебитом 6500 брл/сут
из миоценовых пластов-коллекторов.
Скважина, пройденная до проектной отметки 9285 фут, расположена на расстоянии 220 миль от Луанды, глубина моря
в точке бурения составляет 1640 фут.
Доля Eni в проекте составляет 35 %, а
доли компаний-партнеров: SSS Fifteen
Limited – 20 %, Sonangol Pasquisa совместно с Producao – 15 %, Total –
15 %; на долю остальных трех партнеров
приходится 15 %.
Компания TEPA Limited (дочерняя
структура Total) и Sonangol, пробурив
скважину Gardenia-1 в блоке 17/06 у побережья Анголы, открыли запасы нефти.
При испытании скважины был получен
приток нефти дебитом 4000 брл/сут из
миоценовых пластов-коллекторов и выявлен продуктивный пласт в олигоценовых
отложениях. Глубина моря в точке бурения скважины составляет 3200 фут
42
Компания Anadarko Petroleum приступила к бурению разведочной скважины Mecupa-1 в блоке Ровума (Мозамбик).
Скважина расположена на северовостоке Мозамбика. Компания Anadarko
имеет долю 51,7 %.
Компания Total завершила бурение
поисково-разведочной скважины вблизи
южной границы блока OPL 223 в Гвинейском заливе на континентальном шельфе
Нигерии. Скважина Owowo South B-1
была пробурена в начале 2009 г., глубина
моря в точке бурения составила 2198 фут.
Результаты испытаний скважины показали, что нефтеносные пластыколлекторы содержат легкую нефть.
Нигерийская национальная нефтяная
корпорация (Nigerian National Petroleum
Corporation – NNPC) является концессионером данного блока, а компания Total
Exploration&Production Nigeria выступает
в качестве оператора на блоке и в проекте
бурения поисково-разведочной скважины
(доля участия составляет 82 %), остальные
18 % принадлежат компании Nexen.
Оценочная скважина Odum-2, пробуренная компанией Kosmos Energy, подтвердила сделанное в начале 2008 г. открытие запасов нефти в пределах структуры
Odum на блоке Уэст-Кейп-Три-Пойнтс у
побережья Ганы. Результаты испытания
скважины и анализ отобранных пластовых
флюидов показали, что скважина вскрыла
содержащий углеводороды продуктивный
пласт мощность которого составляет около 65 фут, расположенный в толще продуктивных песчаных пластов общая мощность которой составляет около 597 фут
и характеризующихся высокими коллекторскими свойствами. Kosmos Energy является оператором проекта (доля 30,875 %)
и осуществляет его в партнерстве с отделениями компаний Anadarko Petroleum
(доля 30 875 %) и Tullow Oil (доля 22,896 %),
а также Ганской национальной нефтяной
корпорацией (Ghana National Petroleum
Corporation – GNPC) –«полуактивное»
долевое участие GNPC составляет 10 %,
и еще с двумя другими компаниямипартнерами.
Компания Jubilant Energy, пробурив
поисково-разведочную скважину на блоке
AA-ONN-2002/1 в пределах басс. АссамАрраканского, на территории шт. Трипура, Индия, обнаружила запасы газа. Площадь блока составляет около 18 084 фут2.
Скважина была пройдена до проектной
отметки 13 124 фут.
№8 • август 2010
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
51
Размер файла
382 Кб
Теги
раствори, 728, бурового, давлением, сложные, плотности, бурения, регулируемых, скважин
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа