سوائل الحفر وأثرها في كفاءة الحفر وسلامة البئر: تجربة تطبيقية في الحقول الليبية

• محمد منصور الجهاني

  القسم الهندسة النفطية, أكاديمية بتروليبيا للتعليم العالي والتدريب، بنغازي، ليبيا

  Author

• مصطفى أحمد بن حكومة

  مركز أبحاث التنمية المستدامة, زليتن, ليبيا

  Author

• عدنان عمران أخليف

  أكاديمية بتروليبيا للتعليم العالي والتدريب. بنغازي، ليبيا

  Author

     تتناول هذه الورقة دور سوائل الحفر في رفع كفاءة حفر الآبار النفطية وصون سلامتها في ظل الظروف الجيولوجية والتشغيلية التي تواجه الحقول الليبية. اعتمدت الدراسة منهجاً وصفياً تحليلياً جمع بين مراجعة منظمة للأدبيات المحكّمة الحديثة في الريولوجيا واستقرار البئر وفقد الدورة والإضافات المستحدثة، وبين قراءة تحليلية للخبرة التشغيلية للباحث التي تمتد عشرين عاماً في هندسة سوائل الحفر على الحفارات. وخلصت الورقة إلى أن عدم استقرار البئر في التكوينات الطينية ينشأ عن تفاعل ميكانيكي كيميائي لا يعالجه السائل وحده، بل يتطلب تصميمه في ضوء نموذج جيوميكانيكي للتكوين؛ وأن الخصائص الريولوجية للسائل تتغير بتغير الحرارة والضغط، فلا يكفي الاعتماد على القياسات السطحية؛ وأن اختيار نوع السائل مفاضلة بين الأداء والتكلفة والأثر البيئي. وتقدم الورقة إطاراً عملياً يربط المشكلات الشائعة بإجراءات سوائلية محددة، وتوصي ببناء نماذج جيوميكانيكية للآبار الجديدة، واختبار السوائل في ظروف القاع، وتوثيق بيانات الآبار المجاورة، وإجراء تجارب حقلية محدودة قبل تعميم الإضافات الحديثة.

1. محمد منصور الجهاني، القسم الهندسة النفطية, أكاديمية بتروليبيا للتعليم العالي والتدريب، بنغازي، ليبيا

   القسم الهندسة النفطية, أكاديمية بتروليبيا للتعليم العالي والتدريب، بنغازي، ليبيا

2. مصطفى أحمد بن حكومة، مركز أبحاث التنمية المستدامة, زليتن, ليبيا

   مركز أبحاث التنمية المستدامة, زليتن, ليبيا

3. عدنان عمران أخليف، أكاديمية بتروليبيا للتعليم العالي والتدريب. بنغازي، ليبيا

     أكاديمية بتروليبيا للتعليم العالي والتدريب. بنغازي، ليبيا

Abdullah, A. H., Ridha, S., Mohshim, D. F., Yusuf, M., Kamyab, H., Krishna, S., & Maoinser, M. A. (2022). A comprehensive review of nanoparticles: Effect on water-based drilling fluids and wellbore stability. Chemosphere, 308, Article 136274. https://doi.org/10.1016/j.chemosphere.2022.136274 DOI: https://doi.org/10.1016/j.chemosphere.2022.136274

Agwu, O. E., Akpabio, J. U., Ekpenyong, M. E., Inyang, U. G., Asuquo, D. E., Eyoh, I. J., & Adeoye, O. S. (2021). A comprehensive review of laboratory, field and modelling studies on drilling mud rheology in high-temperature, high-pressure (HTHP) conditions. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 94, Article 104046. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2021.104046 DOI: https://doi.org/10.1016/j.jngse.2021.104046

Amir, H. S., Omar, A. E., Abdel-Fattah, M. I., Amir, M. A., Al-Hashim, M. H., Bendawi, A. S., & Reda, M. (2026). Towards successful drilling operations through geomechanical modelling and wellbore stability analysis: A case study on the Ouan Kasa reservoir in the Ghadames Basin, Libya. Petroleum Geoscience, 32(1), Article petgeo2024-069. https://doi.org/10.1144/petgeo2024-069 DOI: https://doi.org/10.1144/petgeo2024-069

Anawe, P. A. L., & Folayan, J. A. (2018). Data analyses on temperature-dependent behaviour of water based drilling fluid rheological models. Data in Brief, 21, 289–298. https://doi.org/10.1016/j.dib.2018.09.100 DOI: https://doi.org/10.1016/j.dib.2018.09.100

Ashena, R., Elmgerbi, A., Rasouli, V., Ghalambor, A., Rabiei, M., & Bahrami, A. (2020). Severe wellbore instability in a complex lithology formation necessitating casing while drilling and continuous circulation system. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10, 1511–1532. https://doi.org/10.1007/s13202-020-00834-3 DOI: https://doi.org/10.1007/s13202-020-00834-3

Belayneh, M., & Aadnøy, B. (2022). Bridging performances of lost circulation materials (LC-LUBE and mica) and their blending in 80/20 and 60/40 oil-based drilling fluids. Frontiers in Physics, 10, Article 1042242. https://doi.org/10.3389/fphy.2022.1042242 DOI: https://doi.org/10.3389/fphy.2022.1042242

Chen, G., Chenevert, M. E., Sharma, M. M., & Yu, M. (2003). A study of wellbore stability in shales including poroelastic, chemical, and thermal effects. Journal of Petroleum Science and Engineering, 38(3–4), 167–176. https://doi.org/10.1016/S0920-4105(03)00030-5 DOI: https://doi.org/10.1016/S0920-4105(03)00030-5

Gautam, S., Guria, C., & Rajak, V. K. (2022). A state of the art review on the performance of high-pressure and high-temperature drilling fluids: Towards understanding the structure-property relationship of drilling fluid additives. Journal of Petroleum Science and Engineering, 213, Article 110318. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110318 DOI: https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110318

Li, Q., Zhu, D.-Y., Zhuang, G.-Z., & Li, X.-L. (2025). Advanced development of chemical inhibitors in water-based drilling fluids to improve shale stability: A review. Petroleum Science, 22(5), 1977–1996. https://doi.org/10.1016/j.petsci.2025.03.012 DOI: https://doi.org/10.1016/j.petsci.2025.03.012

Ofei, T. N., Ngouamba, E., Opedal, N. v. d. T., Lund, B., & Saasen, A. (2023). Rheology assessment and barite sag in a typical North Sea oil-based drilling fluid at HPHT conditions. Korea-Australia Rheology Journal, 35, 81–94. https://doi.org/10.1007/s13367-023-00055-0 DOI: https://doi.org/10.1007/s13367-023-00055-0

Shokir, E. M., Sallam, S., & Abdelhafiz, M. M. (2024). Comprehensive wellbore stability modeling by integrating poroelastic, thermal, and chemical effects with advanced numerical techniques. ACS Omega, 9(52), 51536–51553. https://doi.org/10.1021/acsomega.4c09013 DOI: https://doi.org/10.1021/acsomega.4c09013

Wakeel, S., Aslam, A., & Zhang, J. (2025). Advances in polymer nanocomposites for drilling fluids: A review. Materials, 18(20), Article 4809. https://doi.org/10.3390/ma18204809 DOI: https://doi.org/10.3390/ma18204809

Yan, C., Deng, J., & Yu, B. (2013). Wellbore stability in oil and gas drilling with chemical-mechanical coupling. The Scientific World Journal, 2013, Article 720271. https://doi.org/10.1155/2013/720271 DOI: https://doi.org/10.1155/2013/720271

Ye, Y., Fan, H., & Liu, Y. (2023). A new approach for predicting the rheological properties of oil-based drilling fluids under high temperature and high pressure based on a parameter-free method. Applied Sciences, 13(15), Article 8592. https://doi.org/10.3390/app13158592 DOI: https://doi.org/10.3390/app13158592

Zhang, Q., Jia, W., Fan, X., Liang, Y., & Yang, Y. (2015). A review of the shale wellbore stability mechanism based on mechanical–chemical coupling theories. Petroleum, 1(2), 91–96. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2015.06.005 DOI: https://doi.org/10.1016/j.petlm.2015.06.005

• PDF (الإنجليزية)

هذا العمل مرخص بموجب Creative Commons Attribution-NonCommercial 4.0 International License.