تحلیل پایداری چاه و تعیین پنجره وزن گل مناسب برای چاهی از میدان نفتی در جنوب غربی ایران

تحلیل پایداری چاه یکی از مهم‌ترین مسائل در عملیات حفاری بوده و عدم توجه به آن و ناپایداری، ممکن است باعث ایجاد مشکلات متعددی در چاه شود. برای تحلیل پایداری چاه باید در ابتدا خواص مکانیکی سنگ و تنش‌های اولیه محاسبه و تخمین‌زده شوند. پارامترهای مختلفی برروی پایداری چاه تاثیرگذار است که مهم‌ترین پارامتر قابل کنترل، وزن گل حفاری است. وزن گل حفاری اگر بیشتر از حد مجاز و مقدار پیش‌بینی شده باشد، باعث نفوذ گل در سازند و شکست کششی می‌شود. از طرف دیگر، اگر کمتر از حد مجاز و مقدار پیش‌بینی شده باشد، ممکن است باعث شکست برشی یا به‌عبارت دیگر، فروریختگی در چاه شود. در این تحقیق، برای تحلیل پایداری چاه و در نتیجه تعیین پنجره و محدوده مناسب برای وزن گل حفاری برای چاهی در میدان نفتی واقع در جنوب غربی ایران، از دو معیار موهر کلمب و موگی کلمب استفاده می‌شود. خواص مکانیکی سنگ توسط نمودارهای چاه‌پیمایی تهیه شده و روابط ارائه شده توسط شرکت مناطق نفت‌خیز جنوب بعد از انجام تست‌های مختلف بر نمونه مغزه‌های مختلف، محاسبه می‌شود. فشار منفذی و تنش‌های اولیه به‌کمک روابط مختلف محاسبه شده و به‌کمک اندازه‌گیری‌های مستقیم صورت گرفته در سر چاه مانند تست lot صحت‌سنجی می‌شوند. سپس دو معیار شکست مذکور برای تخمین پنجره وزن گل مناسب به‌کار برده می‌شوند و برای اعتبارسنجی نتایج حاصله، از نمودارهای قطرسنجی و اندازه مته استفاده می‌شود. در آخر، مشاهده گردید که مقدار حداقل وزن گل مجاز تخمین‌زده شده توسط معیار موهر کلمب بیشتر از واقعیت است. در مقابل، مقدار تخمین‌زده شده توسط معیار موگی کلمب به واقعیت نزدیک‌تر بوده وبا شکست‌های برشی اتفاق افتاده در چاه هماهنگی خوبی دارد. از این‌رو، برای چاه مذکور، معیار شکست موگی کلمب، معیار مناسبتری جهت انجام پژوهش‌های تحلیل پایداری است.

Wellbore Stability Analysis and the Safe Mud Weight Window Determination for a Well in One of the Southwest Iranian Oil Field

Determining fluid contact is one of the challenges of field development planning and reservoir management. From the thermodynamic point of view, the gas – oil contact depth there that the greatest changes in composition, so that the depth of discontinuity due to the instantaneous phase change occurs in the fluid contact. This instantaneous phase change is caused by gravitational, chemical and thermal forces. In this study, three crude oil samples from the Asmari oil fractured reservoir were evaluated in one of the fields. Samples of all three wells have datum depth, and they were obtained at above oil bubble point conditions. This study applied the combination of fluid properties and compositional gradient simulations to reduce the risk of fluid contact without the need for a new well or pilot well. In all three samples, the gasoil contact was clearly obtained, so that in the best thermodynamic models the depth of gasoil contact was calculated 1, 13, 75 and 73 feet respectively, is different with gasoil contact depth by formation testing method. Finally, the results of this study will document that CGS is reliable and costeffective for reducing fluid contact uncertainties and derisking field development projects. Consequently, this method is recommended whenever credible PVT data are available from homogeneous and fractured saturated reservoirs.