مطالعه اثر نسبت تنش های برجا بر پایداری چاه قائم با استفاده از روش المان مجزا - شبکه شکستگی های مجزا: مطالعه موردی یکی از چاه‌های خلیج‌فارس

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 معدن، مکانیک سنگ، صنعتی امیر کبیر، تهران، ایران

2 دکتری ژئومکانیک- دانشگاه ارومیه

3 اداره زمین شناسی، شرکت نفت فلات قاره، تهران، ایران

10.29252/anm.2019.12218.1400

چکیده

ناپایداری چاه‌ و هرزروی سیال حفاری در سازند‌های دارای شکستگی یکی از مسائل عمده در حفاری‌های عمیق است. بررسی اثر حضور شکستگی‌ها بر مکانیسم‌های ناپایداری چاه و هرزروی سیال حفاری اهمیت ویژه‌ای در تعیین یک الگوی حفاری کارآمد دارد. در این مقاله به‌منظور ارزیابی پایداری چاه قائم و همچنین بررسی هرزروی سیال حفاری، شبیه‌سازی سه‌بعدی یک چاه دریکی از میدان‌های نفتی خلیج‌فارس ارائه‌شده است. شبیه‌سازی شرایط هیدرومکانیکی این چاه و پیاده‌سازی شکستگی‌های منطقه به ترتیب با استفاده از روش المان‌مجزا و شبکه شکستگی‌های مجزا انجام‌شده است. به‌منظور اعتبار سنجی مدل ارزیابی پایداری از معیار بیشترین جابجایی مجاز، میانگین شعاع زون شکست پلاستیک و لاگ کالیپر، استفاده‌شده است. ارزیابی پایداری اولیه مدل نشان داد که در عمق منتسب به سازند کژدمی، چاه در یک وضعیت ناپایدار قرار دارد. به‌منظور بررسی مکانیسم‌های هیدرومکانیکی چاه در سازند دارای شکستگی، تزریق سیال حفاری با گرانروی 08/1 سانتی پوآز و نرخ 25 بشکه بر ساعت انجام شد. لغزش در امتداد شکستگی‌ها، جابجایی برشی و حجم سیال هرزروی به‌عنوان پارامترهای موردبررسی تعیین‌شده است. اثر نسبت تنش‌های برجا (σ_H/σ_h ) بر وضعیت پایداری و هرزروی سیال حفاری در امتداد شکستگی‌ها برای شش سناریو متفاوت بررسی شد. با افزایش نسبت تنش‌های برجا و در حالت ناهمسانگرد (2σ_H/σ_h =)، جابجایی برشی و لغزش در امتداد ناپیوستگی افزایش یافت. در این حالت برای نرخ تزریق سیال حفاری 25 بشکه بر ساعت، فشار سیال در امتداد شکستگی‌ها کاهش پیدا می‌کند. بررسی پارامتری مدل برای پنج نرخ تزریق متفاوت از 5 تا 25 بشکه بر ساعت نشان داد که برای نسبت تنش‌های (06/1σ_H/σ_h =)، گسترش سیال در محدوده شکستگی‌ها بیشتر خواهد شد. همچنین شکست‌های کششی و جابجایی برشی در نرخ‌های تزریق پایین، کاهش یافت. برای نرخ تزریق 5 بشکه بر ساعت، فشار سیال در امتداد شکستگی در مقایسه با سایر نرخ‌های تزریق، بیشتر خواهد بود. این مسئله بر اساس کاهش جابجایی برشی در نرخ‌های تزریق سیال پایین‌تر و گسترش کمتر سیال در فضای بین شکستگی‌ها است.

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

Study on effect of in-situ stress ratio on vertical wellbore stability using DEM-DFN method: A case study on one of the wellbores in Persian Gulf

نویسندگان [English]

  • mohammad komeilian 1
  • Omid Saeidi 2
  • Mahdi Rahbar 3
1 Department of Mining & Metallurgical Engineering
2 Geomechanic Ph.D., Urmia University
3 Geology Department, Iranian Offshore Oil Company, Tehran, Iran
چکیده [English]

Wellbore instability and drilling fluid loss in fracture formation is one of the main issues in deep drilling. In order to determine an efficient drilling methodology it is necessary to investigate the effect of fracture on instability and fluid loss mechanism. In this article in order to evaluation of the vertical wellbore stability and fluid loss in fracture formation, three dimensional simulation of of a wellbore in the Persian Gulf was carried out using Discrete Fracture Network (DFN) and Distinct Element Method (DEM). Validation of the model and stability analysis of wellbore was carried out using maximum allowed movement, normalized yield zone radius criteria and caliper log data. The initial analysis of the model showed that the wellbore is in an unstable state for kakhdumi formation. In order to investigate the hydromechanical mechanism in fracture formation, drilling fluid was injected by rate of 25 BPH and viscosity of 1.08 cP to the wellbore. Slip in fractures, shear displacement and the volume of fluid loss was determined as main parameters for wellbore stability analysis. The effect of in-situ stresses ratio (σ_H/σ_h ) on instability mechanism and fluid loss was carried out based on six different scenarios for in-situ stresses ratio. By increasing in-situ stresses ratio and in an anisotropic (σ_H/σ_h =2) satat, slips and shear displacement along the discontinuity increased. In this case, for 25 BPH drilling fluid flow ratio the fluid pressure decrease along the discontinuities. The parametric study for five different fluid flow ratio showed that in (σ_H/σ_h =1.06) the fluid expansion in fracture increased. Moreover, tension failure and shear displacement decreased in low fluid flow ratio. In 5 BPH fluid flow ratio, the fluid pressure in fractures decreased compared with higher fluid flow ratio. This is because of less shear displacement and fluid expansion along fracture in lower fluid flow ratio.

کلیدواژه‌ها [English]

  • In-situ stress
  • Fluid loss
  • Wellbore stability
  • Distinct element method
  • Discrete fracture network
  • Hydromechanical modeling