عنوان پایان‌نامه
بررسی علل ایجاد فشار ممتد لوله ی جداری در چاه و ارزیابی راه حل های احتمالی
- رشته تحصیلی
- مهندسی نفت - حفاری و بهره برداری
- مقطع تحصیلی
- کارشناسی ارشد
- محل دفاع
- کتابخانه مرکزی پردیس 2 فنی شماره ثبت: 165;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 64172;کتابخانه پردیس یک فنی شماره ثبت: 1466.
- تاریخ دفاع
- ۱۵ شهریور ۱۳۹۳
- دانشجو
- نوید صادقی
- استاد راهنما
- علی نخعی
- چکیده
- در حالت ایده‌ال در یک چاه تولیدی بسته یا در حال تولید، تنها لوله‌ی مغزی در سرچاه باید دارای فشار باشد و فضای حلقوی و سایر لولههای جداری باید مقدار صفر را در فشارسنجهای سرچاه نشان دهند. اما به دلایلی همچون نشتی لوله‌ی مغزی یا لولههای جداری، سیمان‌کاری نامطلوب، بد رزوه‌شدن لولههای جداری و... سیال پرفشار از یک منشا فشاری راه خود را بسطح پیدا کرده و سبب ایجاد فشار در فشارسنجهای سرچاه می‌شود. فشار ممتد لوله‌ی جداری (SCP) تعریف می‌شود: فشار در هریک از فضاهای حلقوی چاه که پس از تخلیه‌شدن توسط شیر سوزنی، مجدد بیلدآپ گردد و توسط تغییرات دما و یا توسط اپراتور ایجاد نشده باشد. فشار ممتد لوله جداری مشکلی است که در بسیاری از چاههای نفت و گاز رخ می‌دهد. البته این مشکل در چاههای فراساحل فراوانی بیشتری دارد و در چاههای گازی شایع‌تر است. فشار ممتد لوله‌ی جداری که بعضا تا psi4000 می‌تواند برسد، باید در هرصورت از میان برداشته شود زیرا حتی در صورت پایان عمر چاه، رها کردن چاه که SCP دارد، یک ایراد ایمنی محسوب می‌شود و می‌تواند خطرناک باشد. هدف از این تحقیق، بررسی SCP یک چاه می‌باشد که از طریق استفاده از آزمایش‌های تشخیصی در میدان و مدل‌کردن مکانیزم‌های ایجاد فشار ممتد لوله‌ی جداری حاصل می‌گردد. در این پژوهش هر دوحالت ممکن فضای حلقوی مدل شده است. حالت اول مربوط به زمانی است که فضای حلقوی تا سطح سیمان شده است. در این حالت مدل، مشابه تست بیلدآپ در چاه‌آزمایی می‌باشد که با فرض جریان گاز در محیط متخلخل مدل شده است. حالت دوم زمانی است که سیمان تا سطح سیمان‌نشده و ستون سیال روی آن قرار دارد، مدلسازی بیلدآپ فشار در این حالت در بخش سیمانی مشابه حالت اول است و در بخش ستون سیال با فرض جریان دوفازی مدلسازی انجام شده است و بیلدآپ فشار در سطح مدل شده است. هر دو مدل ارائه‌شده با داده‌های میدانی اعتبارسنجی‌شده و تاثیر پارامترهای مهم بر روی آن بررسی شده است. در پایان این پژوهش، راه‌حل‌های احتمالی برطرف‌کردنSCP در چاههای در حال تولید و پیشگیری ازSCP در چاهایی که در آینده حفرمی‌شود، از نظر گذرانده شده و راهکارهای موثرتر معرفی شده‌اند.
- Abstract
- Ideally in an shut in well or producing well, only tubing’s gauge pressure should show a value and gauge pressure of other annuluses around it should show zero pressure, But because of some reasons such as leakage in casing and tubing, improper cementing job, casing threat problem… Some fluid from a high pressure source finds its way to surface and makes pressure at wellhead facilities. Sustained casing pressure or SCP defines: any pressure in any annuluses of a well that builds up after bleeding and was not created by thermal fluctuation or operator. SCP is a common problem in well especially in offshore well. But it mostly involves in gas wells.SCP which can even build up to 4000 psia should be eliminated anyway. Because even in abandonment of a well, first we should omit the SCP, otherwise we took a big risk by leaving a well with SCP. Main goal of this thesis is to investigate SCP of a well by diagnostic test’s data and using them for define a model that explains buildup pressure in SCP.in this thesis, we include two possible configuration in annulus. First configuration is when cementing is done to the surface. In this situation, modeling is analogous to buildup test in well testing which we use gas flow principle in porous media for modeling. second situation is when cementing is not done to the surface and drilling fluid is left on it.it this case, modeling in cement part is similar to first configuration and for gas flow in column of drilling fluid on cement we used two phase flow and we modeled pressure buildup in surface. For both configurations we tried them with field data which we got acceptable results and we investigated effect of important parameters in them and finally we looked forward to the prevention and remediation of SCP and recommend more effective ways.
