پديد آورندگان :
چراغ سحر، احسان دانشگاه صنعتي سهند - دانشكده مهندسي نفت و گاز، تبريز، ايران , فلاحت، رضا دانشگاه صنعتي سهند - دانشكده مهندسي نفت و گاز، تبريز، ايران , طباطبائي‌نژاد، عليرضا دانشگاه صنعتي سهند - دانشكده مهندسي نفت و گاز، تبريز، ايران
كليدواژه :
ژئومكانيك , پايداري ديواره چاه , افت فشار مخزن , دماي سيال حفاري , اثر اسمزي
چكيده فارسي :
ناپايداري ديواره چاه همواره يكي از مهمترين مشكلات در حين حفاري بوده است. به طور معمول، تعيين وزن سيال حفاري جهت پايداري ديواره چاه در حين حفاري، در شرايط اوليه مخزن انجام مي‌شود. در حاليكه بعد از توليد از مخزن، با گذشت زمان، فشار منفذي لايه توليدي در صورت نبود منبع فشار كاهش مي‌يابد و باعث تغيير در مقدار و جهت تنش‌هاي برجا مي‌شود. در اين شرايط به منظور حفظ پايداري ديواره در حفاري چاه‌هاي جديد لازم است كه اثر افت فشار مخزن جهت تعيين شرايط پايداري و مسير بهينه در نظر گرفته شود. همچنين ديگر عوامل اثر گذار در پايداري ديواره چاه دماي سيال حفاري و اثر اسمزي آن مي‌باشد. در اين تحقيق به منظور بررسي اثر افت فشار مخزن بر روي شرايط پايداري چاه و مسير بهينه حفاري و همچنين بررسي اثر اسمزي و دماي سيال حفاري، يكي از مخازن جنوب غرب ايران كه دچارMPa 11 افت فشار شده است، مورد مطالعه قرار گرفت. در شرايط اوليه اين مخزن حداقل فشار درون چاهي مورد نياز جهت عدم ريزش ديواره چاه در محدوده 4/28 - MPa 2/34 بوده است و پايدارترين مسير حفاري، حفر چاهي با زاويه ˚45 و در جهت تنش افقي حداقل مي‌باشد. پس از كاهش MPa 11 فشار مخزن، با تغيير تنش‌هاي القايي اطراف ديواره چاه، حداقل فشار لازم جهت پايداري در محدوده 7/21-MPa 4/26 و پايدارترين مسير حفاري ˚10 كاهش، چاهي با زاويه ˚35 مي‌باشد. همچنين با در نظر گرفتن اثر دماي سيال حفاري بر روي اين مقادير، حداقل فشار لازم در چاه با مقداري كاهش در محدوده 4/21-MPa 26 مي‌باشد و همچنين با اعمال اثر شيميايي سيال حفاري بر روي محتواي رسي سازند اين مقدار با مقداري افزايش در محدوده 22-MPa 7/26 مي‌باشد. نهايتاً با در نظر گرفتن همزمان اثر اسمزي و دماي سيال به دليل اثر معكوسي كه دارند حداقل فشار لازم جهت پايداري در محدوده 8/21-MPa 5/26 مي‌باشد. بنابراين، اثر افت فشار مخزن تأثير قابل توجهي بر روي پايداري ديواره چاه دارد و ساير موارد در مخزن مورد مطالعه تأثير كمي دارند.
چكيده لاتين :
The instability of the wellbore has always been one of the major problems during drilling. In order to maintain the wellbore stability during drilling, the weight of drilling fluid is normally estimated to be decreased in the initial condition of reservoir. However, after reservoir production, the pore pressure of these layers decreases in case of having no pressure support. This change affects the magnitude and direction of in-situ stresses. In this situation, in order to maintain the wellbore stability for drilling new wells, it is necessary to consider the effect of reservoir pressure drop to determine the stability conditions and optimum well trajectory. Other factors affecting the stability of the wellbore are osmotic effect and drilling fluid temperature. In this research, one of the reservoirs in the Southwest of Iran was investigated. This reservoir underwent a pressure drop of 11 MPa during the production. The impact of reservoir pressure drop, osmotic effect and drilling fluid temperature are investigated on the wellbore stability condition and the optimum drilling trajectory. In the initial conditions of this reservoir, the minimum collapse pressure is in the range of 28.4–34.2 MPa, and the most stable drilling trajectory is a well with inclination of 45˚ in direction of minimum horizontal stress. After a pressure drop of 11 MPa that causes changes in induced stresses around the wellbore, the minimum collapse pressure for the stability decreases to the range of 21.7–26.4 MPa, and the most stable drilling trajectory, with 10˚ reduction in inclination, is a well with inclination of 35˚. In addition, including the effect of drilling fluid temperature, the minimum collapse pressure in the well is negligibly impacted to be in the range of 21.4 -26 MPa. Also, chemical effect of drilling fluid on the formation clay content increased minimum collapse pressure to the range of 22-26.7 MPa. Finally, considering both osmotic effect and fluid temperature estimates minimum collapse pressure in the range of 21.8-26.5 MPa. Therefore, the reservoir pressure drop has a significant effect on the wellbore stability condition, and other factors have negligible impacts on this reservoir.
