تصميم الآبار وتغليفها أمام production reservoir؟ كان التصميم المتبع في الماضي هو حفر آبار مائلة إلى أن ندخل reservoir نكمل حفر أفقي ونقوم بتغليفها وتثبيتها بالأسمنت وتثقيبها.
وكانت خبرتنا في هذا المشروع أن استخدام 7” csg / perfs. ماهو إلا تضيع وقت وخسارة تكاليف؟ تحدثت عن التنوع في المشروع مابين خزانات نفطية من sand stone و carbonates .
جميعنا يعلم أهمية الآبار الأفقية في زيادة الإنتاج وتقليل مخاطر زيادة ال drow down أو delta P أمام oil resrvoir في صخور الكربونات ربما تحوي Fractures بدرجاته.
لم نكن نعتمد كثيراً علي تسجيلات FMI لمعرفة fractures ووصلنا لمراحل التعايش مع الخبرة في المكان من كميات losses of circulations LC! نعم هنا عامل الخبرة من التكرار وخاصة عندما يكون في الفريق جيولوجي وبيتروفيزيقي عالي الجودة يمكنك توفير logging runs وبالتالي وقت جهاز الحفر.
كانت هناك قواعد مستخدمة بناء علي LC لو معدلات الفقد لسوائل الحفر معقولة وتحت السيطرة فهذا يعني إكمال الحفر الأفقي أما إذا total losses of circulatio TLC هنا نوقف الحفر ونحاول التراجع مع التغليف بالأسمنت.
بصراحة أنا من المدارس التي لا تحبذ حفر آبار أفقية في on shore developments at Shallow reservoir وخصوصاً إذا انتهي الأمر لتغليف واستخدام الأسمنت وعمل ثقوب بالمتفجرات.
جميعنا يعلم أهمية دخول الطبقات المنتجة بشكل أفقي ونعلم معامل زيادة الإنتاج الآمن كلما أطلنا التوغل الأفقي وأسبابه؟ ولكننا أيضاً نعلم مخاطره؟
أتضح لنا أن في حالات fractured carbonate rock وفي حالات sand stone كثيرة أيضاً تفشل عمليات CSG cementing الأفقية أمام الطبقات المنتجة وأياً كان نوع وتصميم ال centralizer’s المستخدمة من المستحيل أن نحقق good cement qualities موزعة بشكل متجانس لأطوال بعيدة وذلك لأسباب كثيرة ؟
ولكن في الغالب يأخذنا الشغف بزيادة الإنتاج ويغلب علي التفكير المنطقي باستخدام open hole في الجزء الأفقي أمام الطبقات المنتجة ونوفر كثيراً من ال waste money and time of wells completion. وحتي إذا كان الإكمال ب WPH رخيصة الإيجار إلا أنها كانت تمثل رقم في منظومة optimization المستهدفة.
طبعاً المغامرة بالإنتاج من open hole او barefoot completion يجب أن تكون محسوبة ويكون متواجد عليها فريق subsurface متمكن لحسم القرار ومهندسين إنتاج تعلم كيفية التعامل مع هكذا حالات أثناء إختيار معدلات الإنتاج الأمثل موزعة علي سنوات الإنتاج وكيفية التعامل مع تطورات الخزانات مع الوقت وخاصة لو كانت الطبقات المستهدفة لا تحوي dolomite عالي النفاذية نسبياً أو معدلات fractures مقبولة تحسن الإتصال بمساحة أوسع من الخزان وخصوصاً لو كان في المجمل tight rock.
الحمد لله شبابنا من WRFM teams كانوا علي درجة من الكفاءة لتحديد اتجاه fracture corridors وكثافتها وكيفية التعامل معها إذا احتجنا لعمل acid stimulations او fractures وبالمناسبة الموضوع ده محتاج مقالات منفردة لأهميته.
التعامل مع المجهول وضخ كميات مكلفة من الأسمنت أو سوائل المعالجة من أحماض أو hyd factures fluids with prop. يجب أن تكون مدروسة جيداً لتلافي خسارة أموال ووقت طويل أثناء إكمال الآبار.
شباب كثيرة لاتعلم أن إكمال الآبار ينقسم إلى قسمين :
1- lower completion.
2. Upper completion
الأول تحدثنا عنة من إختراق طبقة الإنتاج واختيار أسلوب الإكمال إما BF or csg cmnt pers وعمل إنعاش أول بدون وإيقاف الحفر حتي قبل TD علي الورق للبئر عند مخاطر TLC ..
وللحديث بقية ..
