sebou 4 ieme forage de circle oil : positif

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BIEN REMPLI DRJ-6

Circle Oil plc (AIM: COP) (la «Société»), les pétrolières et gazières internationales de prospection et de production, est heureux d'annoncer que le forage et l'exploitation forestière dans son DRJ-6 et dans le Sebou licence dans le bassin du Rharb ont été achevés .

Le bien, le quatrième de la Société de six et campagne dans le Rharb, a été foré à une profondeur totale de 1366 mètres et a rencontré de 4 mètres de gaz ayant des sables avec des lectures de gaz a enregistré au cours du forage et l'interprétation ultérieure de l'exploitation forestière. Flux d'essais des sables situé à proximité du sommet de la Formation de base Guebbas a été reportée en raison de la nécessité pour les services spécialisés de forage d'essai des matériaux et équipements. L'obtention de ces aurait entraîné d'importants retards et les dépenses inutiles en ce moment, d'où la Société a décidé de reporter l'examen. Ces sables sera testé flux à une date ultérieure.


La plate-forme de forage est maintenant de commencer le forage DMC-10, le cinquième et de la campagne.

Commentant cette nouvelle, David Hough, président-directeur général du Cercle, a déclaré:

«Nous sommes très heureux d'avoir percé et identifié plus de gaz ayant des sables de la dernière bien et attendons avec impatience de tester le bien en temps voulu. Spudding de la CGD-10 et devrait commencer dès que la re-mobilisation du forage plate-forme et des équipements sur le site a été achevée avec succès. "


Conformément aux lignes directrices de l'AIM Market du London Stock Exchange, le professeur Chris Green, chef de l'exploitation de Circle Oil plc, un géophysicien explorationist et avec plus de trente ans, l'industrie du pétrole et du gaz d'expérience, est une personne qualifiée (tel que défini dans le London Stock Exchange's Note d'orientation pour l'exploitation minière et les sociétés de pétrole et de gaz), qui a examiné et approuvé les informations techniques contenues dans cette annonce.

source circleoil.net
 
23rd April 2009: Morocco Drilling Update

WELL DRJ-6 COMPLETED

Circle Oil plc (AIM:COP)(the "Company") the international oil and gas exploration and production company, is pleased to announce that drilling and logging operations in its DRJ-6 well in the Sebou licence in the Rharb Basin have been completed.

The well, the fourth in the Company's six well campaign in the Rharb, was drilled to a total depth of 1366 metres and has encountered 4 metres of gas bearing sands with significant gas readings recorded during drilling and interpreted from subsequent logging operations. Flow testing of the sands located close to the top of the Base Guebbas Formation has been postponed due to the need for specialized drilling materials and testing equipment. Obtaining these would have resulted in significant delays and unnecessary expenditure at this time, hence the Company's decision to postpone the test. These sands will be flow tested at a later date.

The drilling rig is now moving to commence drilling CGD-10, the fifth well of the campaign.

Commenting on this news, David Hough, CEO of Circle said:

"We are very pleased to have drilled and logged more gas bearing sands in our latest well and look forward to testing the well in due course. Spudding of the CGD-10 well is anticipated to commence as soon as the re-mobilisation of the drilling rig and equipment to the site has been successfully completed."


In accordance with the guidelines of the AIM Market of the London Stock Exchange, Professor Chris Green, Chief Operating Officer of Circle Oil plc, an explorationist and geophysicist with over thirty years oil & gas industry experience, is a qualified person (as defined in the London Stock Exchange's Guidance Note for Mining and Oil and Gas companies) who has reviewed and approved the technical information contained in this announcement.
 
Comment produit-on du gaz naturel de sables colmatés?

Les puits où l’on produit du gaz naturel issu de gisements de sables colmatés sont similaires à ceux utilisés pour la production à partir de gisements classiques - le puits est foré, cuvelé et perforé et la chute de pression entre le gisement et le trou de sonde fait migrer le gaz naturel du gisement jusqu’au puits et ensuite jusqu’à la surface.

Les principales différences entre la production de gaz à partir de sables colmatés et la production conventionnelle est la faible perméabilité des gisements colmatés. Dans un tel gisement, le gaz naturel ne peut circuler aussi rapidement jusqu’au puits, ou encore en quantités suffisantes pour permettre une production économiquement rentable. De plus, la zone drainée par le puits est beaucoup plus restreinte dans le cas d’un gisement colmaté que d’un gisement classique. Par conséquent, des processus de production distincts ont été élaborés pour produire du gaz avare de façon rentable.

* Réduction de superficie : Une surface unitaire est délimitée comme étant une zone où un drainage efficace sera possible à l’aide d’un seul puits. Dans le cas des puits de gaz classiques de l’Ouest canadien, cette surface correspond normalement à une section de terrain, soit 640 acres. Des études réalisées aux États-Unis ont démontré que dans les gisements colmatés, un espacement de 30 puits par section peut parfois s’avérer nécessaire pour un assurer un drainage efficace et une performance équivalente aux puits espacés de façon conventionnelle. Au Canada, jusqu’à huit puits par section sont forés, chaque puits représentant une zone de drainage de 80 acres.

* Forage dirigé : Des forages horizontaux sont utilisés pour exposer une plus grande partie du gisement au trou de sonde et traverser plus efficacement les réseaux de fractures naturelles. De plus, les techniques de forage dirigé permettent d’aménager plusieurs puits à partir d’une seule plateforme de forage, atténuant ainsi l’impact de la réduction de superficie sur l’environnement.

* Évaluation durant le forage : Des capteurs de fond, installés près du trépan et recueillant des données qui sont transmises à la surface, aident à orienter le trépan vers les parties du gisement présentant le meilleur potentiel.

* Forage en sous-pression : Lors d’un forage en sous-pression, la boue de forage conventionnelle fait place à des fluides tels que des mousses et des gaz inertes. La pression hydrostatique de ces fluides est inférieure à celle du gisement, empêchant ainsi le fluide de s’échapper et les dommages qui en résultent habituellement dans le cas des gisements colmatés.

* Techniques de fracturation sophistiquées : Les toutes dernières technologies de fracturation permettent non seulement de recourir à des fluides de fracturation et à des agents de soutènement ayant des fonctions plus spécifiques, mais aussi d’effectuer des travaux de fracturation multiples et d’injecter l’agent de soutènement à des endroits plus appropriés.
 
Que sont les sables pétrolifères et le pétrole lourd?

Le pétrole lourd et le bitume (les principaux hydrocarbures dont les sables pétrolifères sont composés) sont des types de pétrole brut, un pétrole qui se trouve à l’état naturel. Le mot pétrole est un terme général qui désigne tous les hydrocarbures solides, liquides ou gazeux. Les hydrocarbures sont une classe de composés organiques constitués uniquement de carbone et d’hydrogène, qui sont à l’origine du pétrole, du gaz naturel et du charbon.

Techniquement, le pétrole brut est composé de pentanes (des chaînes d’hydrocarbure composées de cinq atomes de carbone et douze atomes d’hydrogène), ainsi que d’hydrocarbures plus lourds (des chaînes d’hydrocarbures composées de plus de cinq atomes de carbone). Il peut également contenir d’autres éléments tels que de l’eau, du gaz naturel, du soufre ou d’autres minéraux.

Le pétrole brut classique est le pétrole qui s’écoule de façon naturelle ou qui peut âtre pompé sans âtre chauffé ou dilué. Le pétrole brut est classifié léger, moyen, lourd ou extra lourd, selon sa gravité ou densité, telle que mesurée sur l’échelle de l’American Petroleum Institute (API). La densité API est mesurée en degrés et elle est calculée en utilisant la formule Densité API = (141,5/S.G.) - 131,5 tel qu’illustré dans le tableau.

L’industrie définit le pétrole brut léger comme ayant une densité API supérieure à 31,1° (inférieure à 870 kilogrammes par mètre cube), le pétrole brut de densité moyenne comme ayant une densité API allant de 31,1° à 22,3° (soit de 870 à 920 kilogrammes par mètre cube), et le pétrole lourd comme ayant une densité API oscillant entre 22,3° et 10° (soit de 920 à 1 000 kilogrammes par mètre cube). Quant au pétrole extra-lourd, (le bitume), sa densité API est inférieure à 10° (supérieure à 1 000 kilogrammes par mètre cube). Seulement deux classifications existent en ce qui concerne le gouvernement canadien : le pétrole léger, dont la densité est inférieure à 900 kilogrammes par mètre cube (soit une densité API supérieure 25,7° API) et le pétrole lourd dont la densité est de plus de 900 kilogrammes par mètre cube (soit une densité API inférieure à 25,7°).
 
l'action circle oil a gagné 6.30 % à 17h un bon signe

la société Circle Oil est en train d’effectuer les opérations de déplacement de l’appareil vers le site du forage CGD-10, dont les travaux devraient être entamés vers la fin du mois courant. donc le resultat serait disponible dans un mois , début juin mi juin
 
Le gharb est une zone réputée pour la présence de pétrole bien avant notre indépendance et notre pays a accumulé un retard énorme en matière de prospection pétrolière.Les équipes dirigeantes n'avaient pas prévu l'imminence de nouveaux chocs pétroliers après celui de 1973 ,c'est dommage ,notre facture énergétique aurait été moindre.J'espère qu'on pourra développer d'avantage nos sites d'énergie renouvelable ,là où il y-a du pétrole ,il y-a souvent des convoitises de la part des puissances étrangères.Mais disons qu'après tout,toute richesse supplémentaire pour notre pays serait la bienvenue , surtout si elle réduit notre dépendance énergétique vis à vis des autres.
 
le bassin d'essaouira produit également du gaz et du condensat!
il y ' a une société norvégienne ( canamas) qui venaitsur le bassin
 
Maroc
Essaouira Domaine du contrat

Le 15 Décembre 2008 Canamens signé une série d'accords pour la prospection de pétrole au Maroc.

Ces accords ont été conclus entre le Maroc et Canamens Office National des Hydrocarbures et des Mines (ONHYM).

En vertu de ces accords, qui couvrent une superficie de plus de 11000km2, Canamens sera l'opérateur avec une participation de 75% du capital à la fois dans la reconnaissance de permis et de licences d'exploration, avec les autres actions détenues par ONHYM. Canamens assumera 100% des coûts jusqu'à la phase de développement.

Les accords représentent Canamens "premier investissement au Maroc.

Le contrat d'Essaouira est située au large, sur la côte atlantique du Maroc.

Le premier accord entre l'ONHYM et Canamens est un contrat de reconnaissance à l'égard de la "Essaouira Shallow Offshore", situé dans l'eau (500 mètres). Canamens se retraiter et d'acquérir de nouvelles sismique 2D et à la suite de la prospectivité évaluation, décider de convertir la licence d'un permis d'exploration, ou choisir de ne pas procéder.

Les deuxième et troisième accords sont un contrat d'association et du pétrole accord qui régissent 4 Permis d'exploration pour un même endroit, mais dans des eaux plus profondes (généralement plus de 500 mètres), le "Deep Offshore Essaouira zone. En vertu de ces accords Canamens se retraiter et d'acquérir de nouvelles sismiques 2D et, après évaluation, ont la possibilité de la prolonger dans une deuxième période avec un accompagnement de sismique 3D et le forage d'engagement, ou déposer sans autre obligation.


Source: WoodMackenzie
 
Le gharb est une zone réputée pour la présence de pétrole bien avant notre indépendance et notre pays a accumulé un retard énorme en matière de prospection pétrolière.Les équipes dirigeantes n'avaient pas prévu l'imminence de nouveaux chocs pétroliers après celui de 1973 ,c'est dommage ,notre facture énergétique aurait été moindre.J'espère qu'on pourra développer d'avantage nos sites d'énergie renouvelable ,là où il y-a du pétrole ,il y-a souvent des convoitises de la part des puissances étrangères.Mais disons qu'après tout,toute richesse supplémentaire pour notre pays serait la bienvenue , surtout si elle réduit notre dépendance énergétique vis à vis des autres.

un article

Un plan énergétique marocain étalé jusqu'en 2015 fera l'objet d'investissements de l'ordre de 90 milliards de dirhams (environ 8,2 milliards d'euros), a indiqué la ministre de l'Energie Amina Benkhadra lors des 1ères assises nationales de l'Energie, aujourd'hui à Rabat.

La nouvelle stratégie nationale consiste à développer la production d'électricité et à faire passer le taux des énergies renouvelables (solaire, éolien) à 10% de la production globale d'énergie contre environ 4% actuellement.

Le plan marocain prévoit également l'utilisation du "charbon propre" pour l'essentiel de sa production énergétique, a expliqué Mme Benkhadra.

Le Maroc importe actuellement près de 97% de ses approvisionnements en énergie, a récemment indiqué le ministère de l'Energie, le pétrole représentant plus de 87% de la facture énergétique, soit environ 71 milliards de dirhams (6,5 milliards d'euros) en 2008.

06/03/2009 lefigaro
 
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