البوست ده خاص بمساعد الحفار وللحفار لو حابب يراجع معلوماته معانا ☺️
فاضى خمس دقائق؟!!
شوف يا سيدى....اكيد مر عليك الاختصارات دى
GPM gallon per minute جالون فى الدقيقة
BPM barrel per minute برميل فى الدقيقة
BPS barrel per stroke برميل لكل مشوار بيستون
SPM stroke per minute مشوار فى الدقيقة
👈 تعليمات الكامبانى مان drilling supervisor والمكتوبة فى ال Game plan بيكون فيها معدل تدفق الطفلة Flow rate الخارج من المضخة (البامبات) واللى داخل البئر بيكون بوحدات الجالون فى الدقيقة GPM.
طيب عشان أحول من GPM ل SPM اللى بنشغل بيها البامبات بنحتاج خطوتين.
☝ نحول من GPM ل BPM بالقسمة على ٤٢ (١برميل = ٤٢ جالون)
✌ نحول من BPM ل SPM بالقسمة على خارج المضخة (البامب) واللى بنسميه pump displacement
او pump output وبيكون وحدته ب BPS
مثال للتوضيح.
Flow rate in = 600 GPM
Pump displacement = 0.082 BPS
معدل سرعة المضخة اللى باحتاجه للحصول على ٦٠٠ جالون فى الدقيقة معدل تدفق
☝بالقسمة على ٤٢
٤٢/٦٠٠ = ١٤.٢٨٦ برميل فى الدقيقة BPM
✌ بالقسمة على خارج المضخة pump displacement
٠.٠٨٢/١٤.٢٨٦ ≈ ١٧٤ مشوار فى الدقيقة
174 SPM = 87 * 2 للبامبين أوالمضختين
طيب...نحسبها مره واحده عالآلة الحاسبة (الحسسابه)📟
= ٦٠٠/(٤٢*٠.٠٨٢)= ١٧٤ 👍
جميل....ممكن نبسط الموضوع أكثر على نفسنا ونعمل ثابت Constant ناتج عن حاصل ضرب ٤٢ * خارج البامب.
كل حفار او مساعد حفار بيكون عارف خارج المضخة Pump output اللى عالرج ودا تقريبا ثابت لنفس حجم اللينر.
مثلا لو عندى ال pump output كان ب ٠.١ برميل لكل استروك يصبح الثابت ٤٢*٠.١ = ٤.٢
لو طلب منى معدل تدفق flow rate يساوى ٧٠٠ جالون فى الدقيقة ......فى اقل من ثانية هاقسم ٧٠٠ على ٤.٢ يصبح الناتج ١٦٦.٦٦ استروك يعنى اشغل البامبين بمعدل ٨٣ استروك فى الدقيقة لكل بامب او
٨٤ و ٨٣ استروك
.
🚨 سؤال لتنشيط الذاكرة والتفاعل مع البوست.
كل واحد قرأ المنشور يذكر معدل خارج المضخة Pump output بالرج (البريمه) اللى شغال عليها مع حساب سرعة المضخة ب SPM لما يعادل ٥٠٠جالون فى الدقيقة
500 GPM.
منتظر تعليقاتكم.
لو عندك ال RigSence فيه خانه لل flow in ب وحدة gpm فانسى كل اللى اتكتب فوق 😂
Now English Version 😄
for Assistant driller and driller just to remmember.
GPM gallon per minute
BPM barrel per minute
BPS barrel per stroke
SPM stroke per minute
In the drilling supervisor instructions or game plan we find flow rate in GPM units to convert this to SPM we follow two steps
☝ Convert GPM to BPM by dividing on 42
as you know 1 BBL = 42 gallons
✌Convert BPM to SPM by dividing on pump displacement in BPS
for example how many stroke per minute needed to get 600 GPM?
pump displacement =0.082 bbl/Stroke
Answer
☝Convert to BPM = 600/42= 14.286 BPM
✌Convert to SPM 14.286/0.082 ≈ 174 SPM
that mean we can run two pump with speed 87 SPM for each pump.
we can calculate it on time = 600/(42*0.082)
also to simplify this, we can make a constant,
this constant = 42*pump displacement
keep it always in your mind as pump displacement is a constant number for the same liner size.
for example If your rig pump displacement is 0.1 bbl/strk the constant would be 4.2, if you need to calculate pump speed in SPM that will produce a flow rate equal to 700 gpm then it will equal 700/4.2 = 166.66 ≈167 stks
you can run pump one 84 spm and pump two 83 spm.
Now👀👀 for more interactive.
mention your rig pump displacement and SPM needed for 500 gpm in a comment.
صل على سيدنا وحبيبنا محمد صلى الله عليه وسلم وعلى آله وصحبه أجمعين يارب العالمين.
فاضى خمس دقائق؟!!
شوف يا سيدى....اكيد مر عليك الاختصارات دى
GPM gallon per minute جالون فى الدقيقة
BPM barrel per minute برميل فى الدقيقة
BPS barrel per stroke برميل لكل مشوار بيستون
SPM stroke per minute مشوار فى الدقيقة
👈 تعليمات الكامبانى مان drilling supervisor والمكتوبة فى ال Game plan بيكون فيها معدل تدفق الطفلة Flow rate الخارج من المضخة (البامبات) واللى داخل البئر بيكون بوحدات الجالون فى الدقيقة GPM.
طيب عشان أحول من GPM ل SPM اللى بنشغل بيها البامبات بنحتاج خطوتين.
☝ نحول من GPM ل BPM بالقسمة على ٤٢ (١برميل = ٤٢ جالون)
✌ نحول من BPM ل SPM بالقسمة على خارج المضخة (البامب) واللى بنسميه pump displacement
او pump output وبيكون وحدته ب BPS
مثال للتوضيح.
Flow rate in = 600 GPM
Pump displacement = 0.082 BPS
معدل سرعة المضخة اللى باحتاجه للحصول على ٦٠٠ جالون فى الدقيقة معدل تدفق
☝بالقسمة على ٤٢
٤٢/٦٠٠ = ١٤.٢٨٦ برميل فى الدقيقة BPM
✌ بالقسمة على خارج المضخة pump displacement
٠.٠٨٢/١٤.٢٨٦ ≈ ١٧٤ مشوار فى الدقيقة
174 SPM = 87 * 2 للبامبين أوالمضختين
طيب...نحسبها مره واحده عالآلة الحاسبة (الحسسابه)📟
= ٦٠٠/(٤٢*٠.٠٨٢)= ١٧٤ 👍
جميل....ممكن نبسط الموضوع أكثر على نفسنا ونعمل ثابت Constant ناتج عن حاصل ضرب ٤٢ * خارج البامب.
كل حفار او مساعد حفار بيكون عارف خارج المضخة Pump output اللى عالرج ودا تقريبا ثابت لنفس حجم اللينر.
مثلا لو عندى ال pump output كان ب ٠.١ برميل لكل استروك يصبح الثابت ٤٢*٠.١ = ٤.٢
لو طلب منى معدل تدفق flow rate يساوى ٧٠٠ جالون فى الدقيقة ......فى اقل من ثانية هاقسم ٧٠٠ على ٤.٢ يصبح الناتج ١٦٦.٦٦ استروك يعنى اشغل البامبين بمعدل ٨٣ استروك فى الدقيقة لكل بامب او
٨٤ و ٨٣ استروك
.
🚨 سؤال لتنشيط الذاكرة والتفاعل مع البوست.
كل واحد قرأ المنشور يذكر معدل خارج المضخة Pump output بالرج (البريمه) اللى شغال عليها مع حساب سرعة المضخة ب SPM لما يعادل ٥٠٠جالون فى الدقيقة
500 GPM.
منتظر تعليقاتكم.
لو عندك ال RigSence فيه خانه لل flow in ب وحدة gpm فانسى كل اللى اتكتب فوق 😂
Now English Version 😄
for Assistant driller and driller just to remmember.
GPM gallon per minute
BPM barrel per minute
BPS barrel per stroke
SPM stroke per minute
In the drilling supervisor instructions or game plan we find flow rate in GPM units to convert this to SPM we follow two steps
☝ Convert GPM to BPM by dividing on 42
as you know 1 BBL = 42 gallons
✌Convert BPM to SPM by dividing on pump displacement in BPS
for example how many stroke per minute needed to get 600 GPM?
pump displacement =0.082 bbl/Stroke
Answer
☝Convert to BPM = 600/42= 14.286 BPM
✌Convert to SPM 14.286/0.082 ≈ 174 SPM
that mean we can run two pump with speed 87 SPM for each pump.
we can calculate it on time = 600/(42*0.082)
also to simplify this, we can make a constant,
this constant = 42*pump displacement
keep it always in your mind as pump displacement is a constant number for the same liner size.
for example If your rig pump displacement is 0.1 bbl/strk the constant would be 4.2, if you need to calculate pump speed in SPM that will produce a flow rate equal to 700 gpm then it will equal 700/4.2 = 166.66 ≈167 stks
you can run pump one 84 spm and pump two 83 spm.
Now👀👀 for more interactive.
mention your rig pump displacement and SPM needed for 500 gpm in a comment.
صل على سيدنا وحبيبنا محمد صلى الله عليه وسلم وعلى آله وصحبه أجمعين يارب العالمين.
*ما هو ال (Facies Modelling) ؟*
🔹️🔹️🔹️🔹️🔹️🔹️🔹️
يعمل نموذج الصخور الرسوبية (facies Modelling) على تحديد قابلية تغير المكمن بناءً على التحليل الرسوبي لنواة البئر وبيانات سجلات الآبار، والتي يتم دمجها في نموذج مفهومي لبيئة ترسب المكمن. السبب الرئيسي لبناء نموذج الصخور الرسوبية هو تحديد نموذج ال property model; يجب أن يكون لكل صخرة رسوبية توزيع مسامية ونفاذية يختلف عن الصخور الرسوبية الأخرى.
يمكن أن يكون هذا بسيطًا مِثل الرمال الجيد والرمال المتوسط والرمال الرديء.
• ما هي فوائده؟
- تحديد قابلية تغير المكمن: يساعد نموذج الصخور الرسوبية على فهم كيفية تغير خصائص المكمن (مثل المسامية والنفاذية) من مكان لآخر.
- بناء نموذج الخصائص (Property Model): يُستخدم نموذج الصخور الرسوبية كأساس لبناء نموذج الخصائص، الذي يحدد توزيع المسامية والنفاذية في المكمن.
- تحسين خُطط الإنتاج: يمكن استخدام نموذج الصخور الرسوبية لتحسين خطط الإنتاج عن طريق تحديد أفضل المواقع لحفر الآبار وإنتاج النفط والغاز.
• كيف يتم بناؤه؟
- تحليل البيانات: يتم تحليل بيانات نواة البئر وبيانات سجلات الآبار لتحديد أنواع الصخور الرسوبية المختلفة الموجودة في المكمن.
- بناء نموذج مفهومي: يتم بناء نموذج مفهومي لبيئة ترسب المكمن بناءً على تحليل البيانات.
- النمذجة الحاسوبية: يتم استخدام برامج الكمبيوتر لبناء نموذج ثلاثي الأبعاد لتوزيع الصخور الرسوبية في المكمن.
• ما هي أنواع نمذجة الصخور الرسوبية؟
- نمذجة حتمية: يُنتج نموذجًا واحدًا محددًا لتوزيع الصخور الرسوبية.
- نمذجة احتمالية: يُنتج العديد من النماذج الممكنة لتوزيع الصخور الرسوبية.
• ما هي التحديات في نمذجة الصخور الرسوبية؟
- قلة البيانات: قد لا تكون هناك بيانات كافية لتحديد أنواع الصخور الرسوبية المختلفة الموجودة في المكمن بدقة.
- التعقيد: يمكن أن تكون بيئة ترسب المكمن معقدة للغاية، مما يجعل من الصعب بناء نموذج دقيق.
____
• Facies Modelling
What is it ?
Facies modelling is the process of constructing a three-dimensional model of the distribution of different sedimentary rocks (facies) within an oil or gas reservoir.
• What are its benefits?
Characterizing reservoir heterogeneity: Facies modelling helps to understand how reservoir properties (such as porosity and permeability) vary from place to place.
Building property models: Facies models are used as a basis for building property models, which define the distribution of porosity and permeability within the reservoir.
Optimizing production plans: Facies models can be used to optimize production plans by identifying the best locations to drill wells and produce oil and gas.
• How is it built?
- Data analysis: Well core and well log data are analyzed to identify the different types of sedimentary rocks present in the reservoir.
- Conceptual model building: A conceptual model of the depositional environment of the reservoir is built based on the data analysis.
- Computer modelling: Computer software is used to build a three-dimensional model of the distribution of sedimentary rocks within the reservoir.
• What are the types of facies modelling?
- Deterministic modelling: Produces a single, unique model of the distribution of sedimentary rocks.
Stochastic modelling: Produces multiple possible models of the distribution of sedimentary rocks.
• What are the challenges of facies modelling?
- Data scarcity: There may not be enough data to accurately identify the different types of sedimentary rocks present in the reservoir.
- Complexity: The depositional environment of the reservoir can be very complex, making it difficult to build an accurate model.
🔹️🔹️🔹️🔹️🔹️🔹️🔹️
يعمل نموذج الصخور الرسوبية (facies Modelling) على تحديد قابلية تغير المكمن بناءً على التحليل الرسوبي لنواة البئر وبيانات سجلات الآبار، والتي يتم دمجها في نموذج مفهومي لبيئة ترسب المكمن. السبب الرئيسي لبناء نموذج الصخور الرسوبية هو تحديد نموذج ال property model; يجب أن يكون لكل صخرة رسوبية توزيع مسامية ونفاذية يختلف عن الصخور الرسوبية الأخرى.
يمكن أن يكون هذا بسيطًا مِثل الرمال الجيد والرمال المتوسط والرمال الرديء.
• ما هي فوائده؟
- تحديد قابلية تغير المكمن: يساعد نموذج الصخور الرسوبية على فهم كيفية تغير خصائص المكمن (مثل المسامية والنفاذية) من مكان لآخر.
- بناء نموذج الخصائص (Property Model): يُستخدم نموذج الصخور الرسوبية كأساس لبناء نموذج الخصائص، الذي يحدد توزيع المسامية والنفاذية في المكمن.
- تحسين خُطط الإنتاج: يمكن استخدام نموذج الصخور الرسوبية لتحسين خطط الإنتاج عن طريق تحديد أفضل المواقع لحفر الآبار وإنتاج النفط والغاز.
• كيف يتم بناؤه؟
- تحليل البيانات: يتم تحليل بيانات نواة البئر وبيانات سجلات الآبار لتحديد أنواع الصخور الرسوبية المختلفة الموجودة في المكمن.
- بناء نموذج مفهومي: يتم بناء نموذج مفهومي لبيئة ترسب المكمن بناءً على تحليل البيانات.
- النمذجة الحاسوبية: يتم استخدام برامج الكمبيوتر لبناء نموذج ثلاثي الأبعاد لتوزيع الصخور الرسوبية في المكمن.
• ما هي أنواع نمذجة الصخور الرسوبية؟
- نمذجة حتمية: يُنتج نموذجًا واحدًا محددًا لتوزيع الصخور الرسوبية.
- نمذجة احتمالية: يُنتج العديد من النماذج الممكنة لتوزيع الصخور الرسوبية.
• ما هي التحديات في نمذجة الصخور الرسوبية؟
- قلة البيانات: قد لا تكون هناك بيانات كافية لتحديد أنواع الصخور الرسوبية المختلفة الموجودة في المكمن بدقة.
- التعقيد: يمكن أن تكون بيئة ترسب المكمن معقدة للغاية، مما يجعل من الصعب بناء نموذج دقيق.
____
• Facies Modelling
What is it ?
Facies modelling is the process of constructing a three-dimensional model of the distribution of different sedimentary rocks (facies) within an oil or gas reservoir.
• What are its benefits?
Characterizing reservoir heterogeneity: Facies modelling helps to understand how reservoir properties (such as porosity and permeability) vary from place to place.
Building property models: Facies models are used as a basis for building property models, which define the distribution of porosity and permeability within the reservoir.
Optimizing production plans: Facies models can be used to optimize production plans by identifying the best locations to drill wells and produce oil and gas.
• How is it built?
- Data analysis: Well core and well log data are analyzed to identify the different types of sedimentary rocks present in the reservoir.
- Conceptual model building: A conceptual model of the depositional environment of the reservoir is built based on the data analysis.
- Computer modelling: Computer software is used to build a three-dimensional model of the distribution of sedimentary rocks within the reservoir.
• What are the types of facies modelling?
- Deterministic modelling: Produces a single, unique model of the distribution of sedimentary rocks.
Stochastic modelling: Produces multiple possible models of the distribution of sedimentary rocks.
• What are the challenges of facies modelling?
- Data scarcity: There may not be enough data to accurately identify the different types of sedimentary rocks present in the reservoir.
- Complexity: The depositional environment of the reservoir can be very complex, making it difficult to build an accurate model.
*🧤🛢أهم الإختصارات المستخدمة في مجال البترول:*
1-API -American Petroleum Institute
2-BHA -Bottom Hole Assembly
3-BHP -Bottom Hole Pressure
4-BHT -Bottom hole temperature
5-BOP -Blow Out Preventer
6-BPD -Barrel Per Day
7-BPM -Barrels Per Minute
8-BPV -Back Pressure Valve
9-BUR -Build Up Rate
10-BWOC -By Weight Of Cement
11-BWOW -By Weight Of Water
12-CBL -Cement Bond Log
13-CET Cement Evaluation Tool
14-CCD Centre to Centre Distance
15-CCL Casing Collar Locator
16-CDP Common Depth Point
19-CET Cement Evaluation Tool
20-CMT Cement
21-CP Conductor Pipe
22-CR Cement Retainer
23-CRA Corrosion Resistant Alloy
24-CW Current Well
25-C/T Coiled Tubing
26-DC Drill Collar
27-DHM Down Hole Motor
28-DIF Drill-In Fluid
29-DLS -Dog Leg Severity
30-DHSV -Down Hole Safety Valve
31-DM / D&CM Drilling & Completion Manager
32-DOB Diesel Oil Bentonite
33-DOBC Diesel Oil Bentonite Cement
34-DOR Drop Off Rate
35-DP -Drill Pipe
36-DST -Drill Stem Test
37-DV DV Collar
38-E/L Electric Line
39-ECD Equivalent Circulation Density
40-ECP External Casing Packer
41-EMS Electronic Multi Shot
42-EMW Equivalent Mud Weight
43-EOC End Of Curvature
44-ESD Electric Shut-Down System
45-ESP Electrical Submersible Pump
46-ETA Expected Arrival Time
47-FBHP Flowing Bottom Hole Pressure
48-FBHT Flowing Bottom Hole Temperature
49-FPI/BO Free Point Indicator / Back Off
50-FTHP Flowing Tubing Head Pressure
51-FTHT Flowing Tubing Head Temperature
52-GCT Guidance Continuous Tool
53-GLR Gas Liquid Ratio
54-GLS Guidelineless Landing Structure
55-GMS Gyro Multi Shot
56-GOC Gas Oil Contact
57-GOR Gas Oil Ratio
58-GP Gravel Pack
59-GPM Gallon (US) per Minute
60-GPS Global Positioning System
61-GR Gamma Ray
62-GSS Gyro Single Shot
63-HAZOP Hazard and Operability
64-HDT High Resolution Dipmeter
65-HO Hole Opener
66-HP/HT High Pressure - High Temperature
67-HW/HWDP Heavy Weight Drill Pipe
68-IADC International Drilling Contractor
69-IBOP Inside Blow Out Preventer
70-ID Inside Diameter
73-IPR Inflow Performance Relationship
74-JAM Joint Make-up Torque Analyser
75-KMW Kill mud weight
76-KOP Kick Off Point
77-LAT Lowest Astronomical Tide
78-LCM Lost Circulation Materials
79-LOT Leak Off Test
80-LQC Log Quality Control
81-LTA Lost Time Accident
82-LWD Log While Drilling
83-MAASP Max Allowable Annular Surface Pressure
84-MD Measured Depth
85-MLH Mudline Hanger
86-MLS Mud Line Suspension
87-MMS Magnetic Multi Shot
88-MODU Mobile Offshore Drilling Unit
89-MOP Margin of Overpull
90-MPI Magnetic Particle Inspection
91-MSL Mean Sea Level
92-MSS Magnetic Single Shot
93-MW Mud Weight
94-MWD Measurement While Drilling
95-NACE National Association of Corrosion Engineers
96-NBS Near Bit Stabiliser
97-NMDC Non Magnetic Drill Collar
98-NSG North Seeking Gyro
99-NTU Nephelometric Turbidity Unit
100-OBM Oil Base Mud
101-OD Outside Diameter
102-OEDP Open End Drill Pipe
103-OIM Offshore Installation Manager
104-OMW Original Mud weight
105-ORP Origin Reference Point
106-OWC Oil Water Contact
107-P&A Plugged & Abandoned
108-PBR Polished Bore Receptacle
109-PCG Pipe Connection Gas
110-PDC Polycrystalline Diamond Cutter
111-PDM Positive Displacement Motor
112-PGB Permanent Guide Base
113-PI Productivity Index
114-PLT Production Logging Tool
115-POB Personnel On Board
116-PPB Pounds Per Barrel
117-ppg Pounds per Gallon
118-ppm Part Per Million
119-PV Plastic Viscosity
120-PVT Pressure Volume Temperature
121-Q Flow Rate
122-Q/AQ Quality Assurance, Quality
123-RBP Retrievable Bridge Plug
124-RFT Repeat Formation Test
126-RJ Ring Joint
127-RKB Rotary Kelly Bushing
128-ROE Radius of Exposure
129-ROP Rate Of Penetration
130-ROU Radios Of Uncertainty
131-ROV Remote Operated Vehicle
132-RPM Revolutions Per Minute
133-RT Rotary Table
134-S (HDT) High Resolution Dipmeter
135-S/N Serial Number
136-SAFE Slapper Activated Firing Equipment
137-SBHP Static Bottom Hole Pressure
138-SBHT Static Bottom Hole Temperature
139-SCC Stress Corrosion Cracking
140-SCSSV Surface Controlle
1-API -American Petroleum Institute
2-BHA -Bottom Hole Assembly
3-BHP -Bottom Hole Pressure
4-BHT -Bottom hole temperature
5-BOP -Blow Out Preventer
6-BPD -Barrel Per Day
7-BPM -Barrels Per Minute
8-BPV -Back Pressure Valve
9-BUR -Build Up Rate
10-BWOC -By Weight Of Cement
11-BWOW -By Weight Of Water
12-CBL -Cement Bond Log
13-CET Cement Evaluation Tool
14-CCD Centre to Centre Distance
15-CCL Casing Collar Locator
16-CDP Common Depth Point
19-CET Cement Evaluation Tool
20-CMT Cement
21-CP Conductor Pipe
22-CR Cement Retainer
23-CRA Corrosion Resistant Alloy
24-CW Current Well
25-C/T Coiled Tubing
26-DC Drill Collar
27-DHM Down Hole Motor
28-DIF Drill-In Fluid
29-DLS -Dog Leg Severity
30-DHSV -Down Hole Safety Valve
31-DM / D&CM Drilling & Completion Manager
32-DOB Diesel Oil Bentonite
33-DOBC Diesel Oil Bentonite Cement
34-DOR Drop Off Rate
35-DP -Drill Pipe
36-DST -Drill Stem Test
37-DV DV Collar
38-E/L Electric Line
39-ECD Equivalent Circulation Density
40-ECP External Casing Packer
41-EMS Electronic Multi Shot
42-EMW Equivalent Mud Weight
43-EOC End Of Curvature
44-ESD Electric Shut-Down System
45-ESP Electrical Submersible Pump
46-ETA Expected Arrival Time
47-FBHP Flowing Bottom Hole Pressure
48-FBHT Flowing Bottom Hole Temperature
49-FPI/BO Free Point Indicator / Back Off
50-FTHP Flowing Tubing Head Pressure
51-FTHT Flowing Tubing Head Temperature
52-GCT Guidance Continuous Tool
53-GLR Gas Liquid Ratio
54-GLS Guidelineless Landing Structure
55-GMS Gyro Multi Shot
56-GOC Gas Oil Contact
57-GOR Gas Oil Ratio
58-GP Gravel Pack
59-GPM Gallon (US) per Minute
60-GPS Global Positioning System
61-GR Gamma Ray
62-GSS Gyro Single Shot
63-HAZOP Hazard and Operability
64-HDT High Resolution Dipmeter
65-HO Hole Opener
66-HP/HT High Pressure - High Temperature
67-HW/HWDP Heavy Weight Drill Pipe
68-IADC International Drilling Contractor
69-IBOP Inside Blow Out Preventer
70-ID Inside Diameter
73-IPR Inflow Performance Relationship
74-JAM Joint Make-up Torque Analyser
75-KMW Kill mud weight
76-KOP Kick Off Point
77-LAT Lowest Astronomical Tide
78-LCM Lost Circulation Materials
79-LOT Leak Off Test
80-LQC Log Quality Control
81-LTA Lost Time Accident
82-LWD Log While Drilling
83-MAASP Max Allowable Annular Surface Pressure
84-MD Measured Depth
85-MLH Mudline Hanger
86-MLS Mud Line Suspension
87-MMS Magnetic Multi Shot
88-MODU Mobile Offshore Drilling Unit
89-MOP Margin of Overpull
90-MPI Magnetic Particle Inspection
91-MSL Mean Sea Level
92-MSS Magnetic Single Shot
93-MW Mud Weight
94-MWD Measurement While Drilling
95-NACE National Association of Corrosion Engineers
96-NBS Near Bit Stabiliser
97-NMDC Non Magnetic Drill Collar
98-NSG North Seeking Gyro
99-NTU Nephelometric Turbidity Unit
100-OBM Oil Base Mud
101-OD Outside Diameter
102-OEDP Open End Drill Pipe
103-OIM Offshore Installation Manager
104-OMW Original Mud weight
105-ORP Origin Reference Point
106-OWC Oil Water Contact
107-P&A Plugged & Abandoned
108-PBR Polished Bore Receptacle
109-PCG Pipe Connection Gas
110-PDC Polycrystalline Diamond Cutter
111-PDM Positive Displacement Motor
112-PGB Permanent Guide Base
113-PI Productivity Index
114-PLT Production Logging Tool
115-POB Personnel On Board
116-PPB Pounds Per Barrel
117-ppg Pounds per Gallon
118-ppm Part Per Million
119-PV Plastic Viscosity
120-PVT Pressure Volume Temperature
121-Q Flow Rate
122-Q/AQ Quality Assurance, Quality
123-RBP Retrievable Bridge Plug
124-RFT Repeat Formation Test
126-RJ Ring Joint
127-RKB Rotary Kelly Bushing
128-ROE Radius of Exposure
129-ROP Rate Of Penetration
130-ROU Radios Of Uncertainty
131-ROV Remote Operated Vehicle
132-RPM Revolutions Per Minute
133-RT Rotary Table
134-S (HDT) High Resolution Dipmeter
135-S/N Serial Number
136-SAFE Slapper Activated Firing Equipment
137-SBHP Static Bottom Hole Pressure
138-SBHT Static Bottom Hole Temperature
139-SCC Stress Corrosion Cracking
140-SCSSV Surface Controlle
--------------------------------
Facebook Page:
https://www.facebook.com/iuttSpe/
Twitter:
https://twitter.com/IuttSpe?s=09
LinkedIn:
https://www.linkedin.com/in/spe-iutt-student-chapter-yemen-a4b054202
Telegram: https:
https://www.tg-me.com/SPE IUTTStudentChapter/com.speiutt
YouTube:
https://www.youtube.com/channel/UCqBTDYRXmyjQ4OcwRRMe8tw
What's App:
https://chat.whatsapp.com/Is30Mmc4W1E5Q4YtFc6tvP
Facebook Page:
https://www.facebook.com/iuttSpe/
Twitter:
https://twitter.com/IuttSpe?s=09
LinkedIn:
https://www.linkedin.com/in/spe-iutt-student-chapter-yemen-a4b054202
Telegram: https:
https://www.tg-me.com/SPE IUTTStudentChapter/com.speiutt
YouTube:
https://www.youtube.com/channel/UCqBTDYRXmyjQ4OcwRRMe8tw
What's App:
https://chat.whatsapp.com/Is30Mmc4W1E5Q4YtFc6tvP
ما هي الاحتياطيات( reserves) ومن هي الجهات المستفيدة من تقدير الاحتياطيات؟ وما هي اسباب تقدير الاحتياطيات؟
#المقال ادناه يوضح ذلك.
*#اولا.#المقدمة_عن_الاحتياطيات (reserves) :*
يعتمد تطوير حقول النفط والغاز اليوم بشكل أساسي على كمية السوائل الهيدروكربونية القابلة للاستخراج (الاحتياطيات) المكتشفة في (المكمن ) وقابليتها الاقتصادية. عادة ما يرتبط تقدير هذه الاحتياطيات ببعض مستوى عدم اليقين، وعندما لا يتم احتساب عدم اليقين هذا في تقييم الاحتمالات، تكون النتيجة تقديرًا خاطئًا للاحتياطيات. وهذا يعني أن قيمة تقدير الاحتياطيات هي المحرك الرئيسي لشركات الاستكشاف والإنتاج لاتخاذ قرار بشأن تطوير أو التخلي عن الاحتمالية بناءً على معاييرها المحددة. لذلك، عند تقدير احتياطيات النفط والغاز، نعتمد على نزاهة ومهارة وحكم المُقيِّم بناءً على كمية البيانات المتاحة وتعقيد جيولوجية التكوين ودرجة استنفاد المكمن
*#ثانيا"#الجهات_المستفيدة_من_تقديرات_احتياطيات_النفط_والغاز*
*تستخدم تقديرات احتياطيات النفط والغاز من قبل مجموعة واسعة من الجهات، ومن أهمها:*
١. شركات تشغيل حقول النفط والغاز أو التي تمتلك حصة في عمليات البترول - تستخدم التقديرات لتقييم قيمة أصولها الداخلية.
٢. البنوك والمؤسسات المالية الأخرى المشاركة في تمويل مشاريع النفط والغاز - تعتمد البنوك على التقديرات لتقييم المخاطر المرتبطة بالاستثمار في هذه المشاريع.
٣. أسواق الأسهم العالمية - يستخدم المستثمرون في سوق الأوراق المالية التقديرات لتقييم قيمة شركات النفط والغاز.
٤. الجهات التنظيمية - تستخدم الحكومات تقديرات الاحتياطيات لحماية البيئة والموارد الطبيعية، وكذلك لضمان ممارسات عادلة في قطاع النفط والغاز.
٥. دوائر الضرائب - تعتمد سلطات الضرائب على تقديرات الاحتياطيات لتحديد الضرائب المستحقة على إنتاج النفط والغاز.
٦. المستثمرون في شركات النفط - يستخدم المستثمرون التقديرات لاتخاذ قرارات استثمارية مدروسة في شركات النفط والغاز.
٧. مالكو حقوق المعادن - يحتاج أصحاب حقوق التنقيب عن النفط والغاز إلى تقديرات الاحتياطيات لتقييم قيمة أصولهم.
٨. أطراف التحكيم - في حالة وجود نزاعات حول حقوق النفط والغاز، تستخدم تقديرات الاحتياطيات لحل النزاع وتحديد قيمة التعويضات.
٩. الحكومات - تستخدم الحكومات تقديرات الاحتياطيات لتطوير سياسات الطاقة والتخطيط الاستراتيجي لإدارة موارد النفط والغاز الوطنية.
*#ثالثا"#أسباب_تقدير_الاحتياطيات*
هناك العديد من الأسباب المهمة لتقدير احتياطيات النفط والغاز، ومن أهمها:
١. الحصول على الموافقات من الوزارات المعنية وغيرها من الجهات التنظيمية للبدء بعمليات الاستكشاف والإنتاج.
٢. دراسة وتخطيط عمليات الاستكشاف والتطوير والإنتاج لحقل النفط والغاز.
٣.التفاوض على صفقات بيع وشراء
الأصول النفطية.
٤. تحديد القيمة السوقية لحقوق الملكية في حقول النفط والغاز.
٥. تصميم المرافق اللازمة لمعالجة وإنتاج النفط والغاز.
٦. الحصول على التمويل اللازم لتطوير حقول النفط والغاز.
٧. تقييم الربح/العائد المتوقع من استثمار النفط والغاز.
٨. الالتزام باللوائح الحكومية والضرائب المفروضة على قطاع النفط والغاز.
٩. تخطيط وتطوير سياسات الطاقة الوطنية بناءً على تقديرات الاحتياطيات النفطية والغازية.
١٠. اتخاذ قرارات استثمارية مدروسة في قطاع النفط والغاز.
١١. فض النزاعات أو التعويض في حالات التحكيم التي تتعلق باحتياطيات النفط والغاز.
_____
Facebook Page:
https://www.facebook.com/iuttSpe/
Twitter:
https://twitter.com/IuttSpe?s=09
LinkedIn:
https://www.linkedin.com/in/spe-iutt-student-chapter-yemen-a4b054202
Telegram: https:
https://www.tg-me.com/SPE IUTTStudentChapter/com.speiutt
YouTube:
https://www.youtube.com/channel/UCqBTDYRXmyjQ4OcwRRMe8tw
What's App:
https://chat.whatsapp.com/Is30Mmc4W1E5Q4YtFc6tvP
#المقال ادناه يوضح ذلك.
*#اولا.#المقدمة_عن_الاحتياطيات (reserves) :*
يعتمد تطوير حقول النفط والغاز اليوم بشكل أساسي على كمية السوائل الهيدروكربونية القابلة للاستخراج (الاحتياطيات) المكتشفة في (المكمن ) وقابليتها الاقتصادية. عادة ما يرتبط تقدير هذه الاحتياطيات ببعض مستوى عدم اليقين، وعندما لا يتم احتساب عدم اليقين هذا في تقييم الاحتمالات، تكون النتيجة تقديرًا خاطئًا للاحتياطيات. وهذا يعني أن قيمة تقدير الاحتياطيات هي المحرك الرئيسي لشركات الاستكشاف والإنتاج لاتخاذ قرار بشأن تطوير أو التخلي عن الاحتمالية بناءً على معاييرها المحددة. لذلك، عند تقدير احتياطيات النفط والغاز، نعتمد على نزاهة ومهارة وحكم المُقيِّم بناءً على كمية البيانات المتاحة وتعقيد جيولوجية التكوين ودرجة استنفاد المكمن
*#ثانيا"#الجهات_المستفيدة_من_تقديرات_احتياطيات_النفط_والغاز*
*تستخدم تقديرات احتياطيات النفط والغاز من قبل مجموعة واسعة من الجهات، ومن أهمها:*
١. شركات تشغيل حقول النفط والغاز أو التي تمتلك حصة في عمليات البترول - تستخدم التقديرات لتقييم قيمة أصولها الداخلية.
٢. البنوك والمؤسسات المالية الأخرى المشاركة في تمويل مشاريع النفط والغاز - تعتمد البنوك على التقديرات لتقييم المخاطر المرتبطة بالاستثمار في هذه المشاريع.
٣. أسواق الأسهم العالمية - يستخدم المستثمرون في سوق الأوراق المالية التقديرات لتقييم قيمة شركات النفط والغاز.
٤. الجهات التنظيمية - تستخدم الحكومات تقديرات الاحتياطيات لحماية البيئة والموارد الطبيعية، وكذلك لضمان ممارسات عادلة في قطاع النفط والغاز.
٥. دوائر الضرائب - تعتمد سلطات الضرائب على تقديرات الاحتياطيات لتحديد الضرائب المستحقة على إنتاج النفط والغاز.
٦. المستثمرون في شركات النفط - يستخدم المستثمرون التقديرات لاتخاذ قرارات استثمارية مدروسة في شركات النفط والغاز.
٧. مالكو حقوق المعادن - يحتاج أصحاب حقوق التنقيب عن النفط والغاز إلى تقديرات الاحتياطيات لتقييم قيمة أصولهم.
٨. أطراف التحكيم - في حالة وجود نزاعات حول حقوق النفط والغاز، تستخدم تقديرات الاحتياطيات لحل النزاع وتحديد قيمة التعويضات.
٩. الحكومات - تستخدم الحكومات تقديرات الاحتياطيات لتطوير سياسات الطاقة والتخطيط الاستراتيجي لإدارة موارد النفط والغاز الوطنية.
*#ثالثا"#أسباب_تقدير_الاحتياطيات*
هناك العديد من الأسباب المهمة لتقدير احتياطيات النفط والغاز، ومن أهمها:
١. الحصول على الموافقات من الوزارات المعنية وغيرها من الجهات التنظيمية للبدء بعمليات الاستكشاف والإنتاج.
٢. دراسة وتخطيط عمليات الاستكشاف والتطوير والإنتاج لحقل النفط والغاز.
٣.التفاوض على صفقات بيع وشراء
الأصول النفطية.
٤. تحديد القيمة السوقية لحقوق الملكية في حقول النفط والغاز.
٥. تصميم المرافق اللازمة لمعالجة وإنتاج النفط والغاز.
٦. الحصول على التمويل اللازم لتطوير حقول النفط والغاز.
٧. تقييم الربح/العائد المتوقع من استثمار النفط والغاز.
٨. الالتزام باللوائح الحكومية والضرائب المفروضة على قطاع النفط والغاز.
٩. تخطيط وتطوير سياسات الطاقة الوطنية بناءً على تقديرات الاحتياطيات النفطية والغازية.
١٠. اتخاذ قرارات استثمارية مدروسة في قطاع النفط والغاز.
١١. فض النزاعات أو التعويض في حالات التحكيم التي تتعلق باحتياطيات النفط والغاز.
_____
Facebook Page:
https://www.facebook.com/iuttSpe/
Twitter:
https://twitter.com/IuttSpe?s=09
LinkedIn:
https://www.linkedin.com/in/spe-iutt-student-chapter-yemen-a4b054202
Telegram: https:
https://www.tg-me.com/SPE IUTTStudentChapter/com.speiutt
YouTube:
https://www.youtube.com/channel/UCqBTDYRXmyjQ4OcwRRMe8tw
What's App:
https://chat.whatsapp.com/Is30Mmc4W1E5Q4YtFc6tvP
- الضغوط النموذجية في مكامن البترول:
- Typical measures of pressure in petroleum reservoirs:
(١) ضغط المكمن أو ضغط التكوين (reservoir pressure or formation pressure): هو ضغط سوائل المكمن في مسام الصخور.
(٢) ضغط المكمن عند الاستكشاف (reservoir pressure at discovery): هو ضغط المكمن عند الاكتشاف دون أي إنتاج. ينخفض باستمرار مع الإنتاج عندما لا يكون هناك دعم على شكل حقن سوائل أو تدفق المياه الجوفية. وبالتالي تتغير خصائص سوائل المكمن مما يؤثر على الاستخلاص.
(٣) متوسط ضغط المكمن (The average reservoir pressure): هو الضغط الذي يتحقق عندما تتوقف جميع أنشطة الإنتاج والحقن ويتم الوصول إلى التوازن في جميع أنحاء المكمن.
(٤) ضغط الإغلاق او الهجر (Abandonment pressure): هو الضغط الذي يصل إليه البئر المنتج إلى حده الاقتصادي بعد انخفاض المعدلات.
(٥) ضغط قعر البئر الجرياني (Flowing bottom hole pressure): هو الضغط المقاس عند قاع البئر عند إنتاج النفط والغاز.
(٦) ضغط قعر البئر الساكن (Static bottom hole pressure): هو الضغط الذي لا يوجد فيه تدفق في البئر وقد وصل الضغط إلى حالة مستقرة. يمكن تحقيق حالة ساكنة عن طريق إغلاق البئر لفترة زمنية طويلة.
(٧) ضغط رأس البئر(Wellhead pressure): هو الضغط المقاس عند رأس البئر. ضغط رأس البئر في البئر المنتج أقل من ضغط قعر البئر.
(٨) ضغط التشقق (Fracture pressure): هو ضغط العتبة الذي يتم فيه تصدع او تشقق التكوين الفرعي عن طريق حقن السوائل.
(٩) ضغط ال (Overburden pressure): هو الضغط الكلي الذي يمارسه صخور التكوين وسوائل المكمن.
ــــــــــــــــــــــــــــــــــــ
Facebook Page:
https://www.facebook.com/iuttSpe/
Twitter:
https://twitter.com/IuttSpe?s=09
LinkedIn:
https://www.linkedin.com/in/spe-iutt-student-chapter-yemen-a4b054202
Telegram: https:
https://www.tg-me.com/SPE IUTTStudentChapter/com.speiutt
YouTube:
https://www.youtube.com/channel/UCqBTDYRXmyjQ4OcwRRMe8tw
What's App:
https://chat.whatsapp.com/Is30Mmc4W1E5Q4YtFc6tvP
- Typical measures of pressure in petroleum reservoirs:
(١) ضغط المكمن أو ضغط التكوين (reservoir pressure or formation pressure): هو ضغط سوائل المكمن في مسام الصخور.
(٢) ضغط المكمن عند الاستكشاف (reservoir pressure at discovery): هو ضغط المكمن عند الاكتشاف دون أي إنتاج. ينخفض باستمرار مع الإنتاج عندما لا يكون هناك دعم على شكل حقن سوائل أو تدفق المياه الجوفية. وبالتالي تتغير خصائص سوائل المكمن مما يؤثر على الاستخلاص.
(٣) متوسط ضغط المكمن (The average reservoir pressure): هو الضغط الذي يتحقق عندما تتوقف جميع أنشطة الإنتاج والحقن ويتم الوصول إلى التوازن في جميع أنحاء المكمن.
(٤) ضغط الإغلاق او الهجر (Abandonment pressure): هو الضغط الذي يصل إليه البئر المنتج إلى حده الاقتصادي بعد انخفاض المعدلات.
(٥) ضغط قعر البئر الجرياني (Flowing bottom hole pressure): هو الضغط المقاس عند قاع البئر عند إنتاج النفط والغاز.
(٦) ضغط قعر البئر الساكن (Static bottom hole pressure): هو الضغط الذي لا يوجد فيه تدفق في البئر وقد وصل الضغط إلى حالة مستقرة. يمكن تحقيق حالة ساكنة عن طريق إغلاق البئر لفترة زمنية طويلة.
(٧) ضغط رأس البئر(Wellhead pressure): هو الضغط المقاس عند رأس البئر. ضغط رأس البئر في البئر المنتج أقل من ضغط قعر البئر.
(٨) ضغط التشقق (Fracture pressure): هو ضغط العتبة الذي يتم فيه تصدع او تشقق التكوين الفرعي عن طريق حقن السوائل.
(٩) ضغط ال (Overburden pressure): هو الضغط الكلي الذي يمارسه صخور التكوين وسوائل المكمن.
ــــــــــــــــــــــــــــــــــــ
Facebook Page:
https://www.facebook.com/iuttSpe/
Twitter:
https://twitter.com/IuttSpe?s=09
LinkedIn:
https://www.linkedin.com/in/spe-iutt-student-chapter-yemen-a4b054202
Telegram: https:
https://www.tg-me.com/SPE IUTTStudentChapter/com.speiutt
YouTube:
https://www.youtube.com/channel/UCqBTDYRXmyjQ4OcwRRMe8tw
What's App:
https://chat.whatsapp.com/Is30Mmc4W1E5Q4YtFc6tvP
بعض الاسباب التي تؤدي انحراف البئر عن المسار
#Hole_deviation_reasons:
1. Heterogeneous nature of formation and dip angle.
2. Drillstring characteristics, specifically the BHA makeup.
3. Stabilizers (location, number, and clearances).
4. Applied weight on bit (WOB).
5. Hole-inclination angle from vertical.
6. Drill-bit type and its basic mechanical design.
7. Hydraulics at the bit.
8. Improper hole cleaning
#Hole_deviation_reasons:
1. Heterogeneous nature of formation and dip angle.
2. Drillstring characteristics, specifically the BHA makeup.
3. Stabilizers (location, number, and clearances).
4. Applied weight on bit (WOB).
5. Hole-inclination angle from vertical.
6. Drill-bit type and its basic mechanical design.
7. Hydraulics at the bit.
8. Improper hole cleaning
#متطلبات_تصميم_إكمال_الآبار:
يجب أن يستوفي نوع إكمال البئر المتطلبات التالية:
(1) الحفاظ على أفضل حالة اتصال بين المكمن والبئر للحد من التضرر الطبقي (formation damage ) إلى أقصى حد.
(2) توفير أكبر مساحة تدفق ممكنة بين المكمن والبئر لتقليل مقاومة تدفق النفط والغاز إلى البئر قدر الإمكان.
(3) عزل مكامن النفط والغاز والمياه الجوفية بشكل فعال لتجنب قنوات الغاز والمياه والتداخل بين الطبقات.
(4) التحكم الفعال في إنتاج الرمال لمنع انهيار جدار البئر وضمان إنتاج البئر النفطي على المدى الطويل.
(5) يجب أن تلبي البئر النفطية التي يتم تشغيلها بعد اكمال البئر ليس فقط متطلبات الإنتاج الطبيعي (Natural flow) ، ولكنها تناسب أيضًا الحاجة إلى الإنتاج بالرفع الصناعي (Artificial lift ) في المرحلة اللاحقة.
(6) يجب توفير ظروف العمليات وال إجراءات داخل البئر ، بما في ذلك حقن المياه وحقن الغاز في مناطق منفصلة، و إجراءات ال acidizing وال acid frac في مناطق منفصلة ، وإغلاق المياه والتحكم في التكوينات .
(7) يجب تلبية متطلبات حقن البخار أثناء الاستخلاص الحراري للنفط الثقيل.
(8) يجب توفير ظروف الحفر الجانبي في المرحلة اللاحقة من تطوير حقل النفط.
(9) يجب توفير ظروف حفر آبار فرعية أفقية للبئر الأفقي.
(10) يجب منع التآكل الناجم عن كبريتيد الهيدروجين وثاني أكسيد الكربون والماء المالح ذو الملوحة العالية بشكل فعال.
(11) يجب توفير عمليات بسيطة ومريحة مع فوائد اقتصادية جيدة.
ــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــ
Well completion design must meet a wide range of requirements to ensure safe and efficient oil and gas production. Key requirements include:
*1. Reservoir Protection:*
Maintain optimal wellbore-to-reservoir communication: The completion design should allow fluids and gases to flow easily from the reservoir to the wellbore with minimal formation damage. This includes using appropriately sized production tubing and perforation designs.
Isolate oil and gas zones from groundwater: The completion design should prevent fluids from migrating between layers, which could lead to production contamination, pressure loss, or formation collapse. This is achieved using cement liners, packers, and valves.
*Optimized Production:*
Provide the largest possible flow area: The completion design should allow as much fluid and gas to flow from the reservoir as possible without restrictions. This includes using large-diameter production tubing and high-density perforation designs.
Effectively control sand production: The completion design should prevent sand from flowing from the formation into the wellbore, which can damage equipment or hinder production. This includes using sand screens, sand filters, and flow control systems.
*Compatibility with Different Production Techniques:*
Support natural and artificial lift production: The completion design should be compatible with both natural production (e.g., free flow) and artificial lift (e.g., pumps) techniques. This includes installing the necessary fittings for pumping fluids or gas into the well.
Provide injection capabilities: The completion design should allow for injecting fluids or gases into the well for various purposes, such as production enhancement or thermal recovery. This includes installing injection lines and valves.
*Operational Durability:*
Corrosion resistance: The completion design should be made of corrosion-resistant materials to withstand harsh downhole conditions, such as the presence of hydrogen sulfide, carbon dioxide, and high-salinity brine.
Withstand high pressures and temperatures: The completion design should be able to withstand the high pressures and temperatures that may be encountered in some wells.
*Ease of Operation and Maintenance:*
Simple and convenient operations: The completion design should be easy to install and maintain, minimizing downtime.
Cost-effective design: The completion design should be cost-effective while providing the required performance.
*Additional Considerations:*
Enable side-shearing operations: The completion design should allow for future side-shearing operations, if necessary.
Accommodate horizontal well laterals: The completion design should allow for drilling horizontal well laterals from the main horizontal well.
يجب أن يستوفي نوع إكمال البئر المتطلبات التالية:
(1) الحفاظ على أفضل حالة اتصال بين المكمن والبئر للحد من التضرر الطبقي (formation damage ) إلى أقصى حد.
(2) توفير أكبر مساحة تدفق ممكنة بين المكمن والبئر لتقليل مقاومة تدفق النفط والغاز إلى البئر قدر الإمكان.
(3) عزل مكامن النفط والغاز والمياه الجوفية بشكل فعال لتجنب قنوات الغاز والمياه والتداخل بين الطبقات.
(4) التحكم الفعال في إنتاج الرمال لمنع انهيار جدار البئر وضمان إنتاج البئر النفطي على المدى الطويل.
(5) يجب أن تلبي البئر النفطية التي يتم تشغيلها بعد اكمال البئر ليس فقط متطلبات الإنتاج الطبيعي (Natural flow) ، ولكنها تناسب أيضًا الحاجة إلى الإنتاج بالرفع الصناعي (Artificial lift ) في المرحلة اللاحقة.
(6) يجب توفير ظروف العمليات وال إجراءات داخل البئر ، بما في ذلك حقن المياه وحقن الغاز في مناطق منفصلة، و إجراءات ال acidizing وال acid frac في مناطق منفصلة ، وإغلاق المياه والتحكم في التكوينات .
(7) يجب تلبية متطلبات حقن البخار أثناء الاستخلاص الحراري للنفط الثقيل.
(8) يجب توفير ظروف الحفر الجانبي في المرحلة اللاحقة من تطوير حقل النفط.
(9) يجب توفير ظروف حفر آبار فرعية أفقية للبئر الأفقي.
(10) يجب منع التآكل الناجم عن كبريتيد الهيدروجين وثاني أكسيد الكربون والماء المالح ذو الملوحة العالية بشكل فعال.
(11) يجب توفير عمليات بسيطة ومريحة مع فوائد اقتصادية جيدة.
ــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــ
Well completion design must meet a wide range of requirements to ensure safe and efficient oil and gas production. Key requirements include:
*1. Reservoir Protection:*
Maintain optimal wellbore-to-reservoir communication: The completion design should allow fluids and gases to flow easily from the reservoir to the wellbore with minimal formation damage. This includes using appropriately sized production tubing and perforation designs.
Isolate oil and gas zones from groundwater: The completion design should prevent fluids from migrating between layers, which could lead to production contamination, pressure loss, or formation collapse. This is achieved using cement liners, packers, and valves.
*Optimized Production:*
Provide the largest possible flow area: The completion design should allow as much fluid and gas to flow from the reservoir as possible without restrictions. This includes using large-diameter production tubing and high-density perforation designs.
Effectively control sand production: The completion design should prevent sand from flowing from the formation into the wellbore, which can damage equipment or hinder production. This includes using sand screens, sand filters, and flow control systems.
*Compatibility with Different Production Techniques:*
Support natural and artificial lift production: The completion design should be compatible with both natural production (e.g., free flow) and artificial lift (e.g., pumps) techniques. This includes installing the necessary fittings for pumping fluids or gas into the well.
Provide injection capabilities: The completion design should allow for injecting fluids or gases into the well for various purposes, such as production enhancement or thermal recovery. This includes installing injection lines and valves.
*Operational Durability:*
Corrosion resistance: The completion design should be made of corrosion-resistant materials to withstand harsh downhole conditions, such as the presence of hydrogen sulfide, carbon dioxide, and high-salinity brine.
Withstand high pressures and temperatures: The completion design should be able to withstand the high pressures and temperatures that may be encountered in some wells.
*Ease of Operation and Maintenance:*
Simple and convenient operations: The completion design should be easy to install and maintain, minimizing downtime.
Cost-effective design: The completion design should be cost-effective while providing the required performance.
*Additional Considerations:*
Enable side-shearing operations: The completion design should allow for future side-shearing operations, if necessary.
Accommodate horizontal well laterals: The completion design should allow for drilling horizontal well laterals from the main horizontal well.
Comply with environmental regulations: The completion design must comply with all applicable environmental regulations.
الجدول ادناه يوضح مراحل عملية تقييم التكوين (formation evaluation) وأساليب القياس المستخدمة في كل مرحلة يبدأ من الاستكشاف - الحفر - مجسات الابار - التقييم الاولي - اكمال البئر - التحليل - الاستخلاص الثانوي - واخيرا" هجر البئر ) في كل مرحله من هذه المراحل هنالك عدة فعاليات تجرى على البئر من خلال طرق تقييم التكوينات .