Aufräumarbeiten und Bohrlochtests im hochfrequenten Gas-Kondensat-Feld führen zu einem verbesserten Sand-Management-System
Das Oman LNG Upstream-Projekt hat die tiefen Gas- und Kondensatfelder im Zentral-Oman erschlossen. Das Projekt verfügt derzeit über eine maximale Gasaufbereitungskapazität von 40 Millionen m3/ Tag und eine geschätzte maximale Kondensatproduktion von 12.500 m3 /Tag. Um diese Kapazität zu erreichen, werden in einer ersten Phase in den ersten 2 1/2 Jahren 36 Bohrlöcher gebohrt, mit einem potenziellen Projektbedarf von 130 Bohrlöchern. Die Bohrlöcher werden senkrecht zur kohlenwasserstoffhaltigen Sandsteinformation in Tiefen zwischen 4.200 und 4.700 m gebohrt und mit einem 4 1/2-Zoll-Bohrloch abgeschlossen. liner mit 5-in. und 5 1/2-in. Röhre. Der Reservoirdruck variiert zwischen 500 und 580 bar und die Temperatur reicht von 125 ° C bis 145 ° C. Gegenwärtig besteht die Betriebsstrategie darin, alle Bohrlöcher mittels bis zu fünf gestapelten Stützmittelbrüchen hydraulisch zu brechen, wobei ein ‘Tip Screen-Out’ -Design verwendet wird, um so viel wie möglich von der 200 bis 250 m hohen Lagerstätte abzufangen. Die Bohrlöcher müssen gereinigt und getestet werden, um die Frakturergebnisse zu bewerten und Informationen über das Reservoir vor der Produktion zu erhalten.
Um die Ziele der Startgasproduktion zu erreichen, wurden bis zu fünf Bohrgeräte, zwei Fracturing-Einheiten und zwei Well-Test-Einheiten sowie zugehörige Dienstleistungen beauftragt. Ein integrierter Servicevertrag für Zementierung, Frakturierung, Spiralrohre, Perforation und Bohrlochtests wurde vergeben, um die Eigenverantwortung des Auftragnehmers für den gesamten Arbeitsumfang zu ermöglichen und zu fördern.
Überlegungen zum Design
Die Ziele des Systems bestanden darin, 1) die Zeit zwischen den Tests zu verkürzen und 2) den Kunden dabei zu unterstützen, das Ziel einer Gaskapazität von 40 Millionen m3 / Tag über einen Zeitraum von zwei Jahren zu erreichen. Um diese Parameter zu erfüllen, werden zwei Well-Testeinheiten verwendet.
