مطالعه اثر نرخ تنش‌های برجا بر پایداری چاه قائم با استفاده از روش المان مجزا- شبکه شکستگی‌های مجزا: مطالعه موردی یکی از چاه‌های خلیج‌فارس

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشکده مهندسی معدن و متالورژی، دانشگاه صنعتی امیرکبیر

2 اداره زمین شناسی، شرکت نفت فلات قاره، تهران

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 مکانیزم‌های ناپایداری چاه و هرزروی سیال حفاری اهمیت ویژه‌ای در تعیین یک الگوی حفاری کارآمد دارد. در این مقاله به منظور ارزیابی پایداری چاه قائم و همچنین بررسی هرزروی سیال حفاری، شبیه‌سازی سه‌بعدی یک چاه در یکی از میدان‌های نفتی خلیج ‌فارس ارائه شده است. شبیه‌سازی شرایط هیدرومکانیکی این چاه و پیاده‌سازی شکستگی‌های منطقه به ترتیب با استفاده از روش المان مجزا و شبکه شکستگی‌های مجزا انجام ‌شده است. به ‌منظور اعتبارسنجی مدل ارزیابی پایداری، از معیار بیشترین جابجایی مجاز، میانگین شعاع زون شکست پلاستیک و لاگ کالیپر، استفاده ‌شده است. ارزیابی پایداری اولیه مدل نشان داد که در عمق منتسب به سازند کژدمی، چاه در یک وضعیت ناپایدار قرار دارد. به ‌منظور بررسی مکانیزم‌های هیدرومکانیکی چاه در سازند دارای شکستگی، تزریق سیال حفاری با گرانروی 08/1 سانتی‌پوآز و نرخ 25 بشکه بر ساعت انجام شد. لغزش در امتداد شکستگی‌ها، جابجایی برشی و حجم سیال هرزروی به ‌عنوان پارامترهای موردبررسی تعیین‌شده است. اثر نسبت تنش‌های برجا ( ) 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 (2 =)، 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 (06/1 =)، 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 2
1 Dept. of Mining and Metallurgy, Amirkabir University of Technology, Tehran, Iran
2 Geology Department, Iranian Offshore Oil Company, Tehran, Iran
چکیده [English]

Summary
In this paper, in order to understanding the hydromechanical behavior of rock mass in relation to wellbore instability, a 3D model of wellbore in fractured formations is investigated. Initially a basic model was created. Model was validated for 5 layers using caliper log. The main purpose of this research is to investigate the effect of in-situ stress ratio on wellbore response and instability mechanism caused by mud loss in adjacent formations. Analysis of mud loss in fractured formations is based on changes in volume of fractures aperture and incompressible assumption for drilling fluid.
 
Introduction
Wellbore stability is considered to be one of the most important problems in the drilling process. The deformations, breakouts and drilling induced failure can have significant consequences and may lead to well collapse. A lack of accurate wellbore stability analysis can bring up problems like washouts, breakout, wellbore collapse, stuck pipe and mud loss. Instability problems also add up to 10% of total drill time and may lead to abandoning the well. Extensive studies have been carried out for wellbore instability, including analytical, experimental and few numerical studies. One of the most important mechanical stability problems in wellbores is shear failure due to underbalanced drilling conditions. Rock failure can occur as a result of rock strength anisotropy caused by weak bedding planes and natural fractures. In these cases, increased mud weight can further deteriorate the situation by mud loss. Modelling of such a geologic environment presents many challenges and requires coupling the in-situ stress, pore pressure, mud weight and fracture properties. Whereas wellbore stability in continuous media has been extensively studied, little attention has been paid to what happens in the case of fractured and interbedded formations. A comprehensive study of wellbore hydromechanical conditions was carried out by selecting one of the wellbores in Persian Gulf oilfield and using distinct element method for numerical analysis. To create 3D model of fractures, discrete fracture network approach was used.
 
Methodology and Approaches
In this paper, Hydromechanical simulation of a wellbore in fractured formation is carried out using Discrete Fracture Network (DFN) and Distinct Element Method (DEM). The modeling presented in this paper is based on real geomechanical and fracture characteristics in wellbore in Persian Gulf oilfield. The model is validated using normalized yield zone criteria according to the caliper log data. The investigation of mud loss in the fracture network is based on changes in volume of fractures aperture, and incompressible assumption for drilling fluid..
 
Results and Conclusions
The analysis results of 6 different in-situ stresses ratio showed, in the case of isotropic stress conditions, wellbore was stable and shear displacement is limited. By increase the in-situ stresses, slip deformation in the vicinity of the wellbore, have been dramatically increased and more shear failures were observed. Under isotropic stress conditions (lower in-situ stress rate), and for a fluid injection rate of 20 barrels per hour, a larger volume of fluid was introduced into the fracture formation. The results of the modeling also showed, increase the volume of fractures apertures due to non-slip deformations at lower in-situ stress rate (isotropic stress conditions), reduces the fluid pressure in wellbore

کلیدواژه‌ها [English]

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

حفظ یکپارچگی چاه و جلوگیری از وقوع ناپایداری به ‌منظور کاهش زمان غیر مولد (NPT[i]) یکی از مهم‌ترین مسائل در حفاری چاه‌های نفت و گاز است. تغییر شکل­ها، بازشدگی دهانه چاه و شکست­های القایی ناشی از حفاری، پیامدهای بسیاری را به دنبال داشته و در مواردی می­تواند منجر به فروشکست چاه و حتی خارج کردن چاه از چرخه بهره‌برداری شود. همچنین عدم وجود یک ارزیابی دقیق و کامل از فرآیند­های منتج به وقوع ناپایداری در چاه، می­تواند باعث ایجاد مشکلاتی از قبیل گیر­کردن میله حفاری، شسته شدن دیواره[ii] چاه، افزایش بیش ‌از حد قطر دهانه چاه در عمق زیاد، بسته­شدگی در اثر فشار بالاتر از حد تعادل[iii] چاه و در مواردی هرزروی سیال به ‌صورت جزئی و یا از دست رفتن کل چرخه گردش گل حفاری[iv] شود[1]. به ‌طور میانگین 10 درصد از زمان حفاری یک چاه صرف رفع مشکلات ناشی از وقوع ناپایداری چاه می­شود[2]. خصوصیت‌های ویژه برخی سازندهای سنگی از جمله حضور شبکه شکستگی‌های طبیعی و اختلاف کم بین فشار منفذی[v] (PP) و گرادیان شکستگی[vi] (FG) بر پیچیدگی حفاری می‌افزاید[3]. حضور شکستگی‌ها به ‌ویژه در سازندهای با نفوذپذیری پایین[vii] یکی از عوامل رایج و مشترک در ناپایداری چاه‌ها است[3]. در این حالت (حضور شکستگی در سازند) مکانیزم‌های ناپایداری پیچیده و شناخت رفتار غالب بر چاه دشوار است. شرکت‌های بزرگ فعال در زمینه حفاری و بهره‌برداری، همواره به دنبال راه‌کارهای نوین و فناوری‌های پیشرفته به ‌منظور کاهش زمان‌های غیر مولد خود و به‌ تبع آن کاهش هزینه‌های بهره‌برداری از مخازن بوده‌اند. تاکنون مطالعات متعددی در زمینه ارزیابی پایداری چاه­ها انجام ‌شده است. از جمله چالش­های مطالعاتی جدید در این زمینه شامل ارزیابی پایداری چاه در سازندهای غیر تحکیمی[5]، توده سنگ­های شدیداً درزه­دار[6] و ارزیابی پایداری چاه­های حفر شده در سازند­های بسیار عمیق[7] است. روش­های مختلفی در ارزیابی پایداری چاه­ها وجود دارد. برخی از این‌ روش‌ها بر پایه مطالعات تجربی[8]، تحلیلی[9] عددی[10] است.



[i] Non-productive time (NPT)

[ii] Washout

[iii] Overbalanced drilling

[iv] Drilling Mud Circulation

[v] Pore pressure (PP)

[vi] Fracture gradient (FG): Fracture gradient, also known as frac gradient, is the pressure gradient at which the formation breaks. Frac gradient is crucial to understand in order to calculate the expected bottom-hole treating pressure (BHTP)

[vii] Low permeability

[1]           Peng, S., & Zhang, J. (2007). Engineering geology for underground rocks. Springer Science & Business Media.
[2]           Li, S., George, J., & Purdy, C. (2012). Pore-pressure and wellbore-stability prediction to increase drilling efficiency. Journal of Petroleum Technology, 64(02), 98-101.
[3]           Meng, M., Baldino, S., Miska, S. Z., & Takach, N. (2019). Wellbore stability in naturally fractured formations featuring dual-porosity/single-permeability and finite radial fluid discharge. Journal of Petroleum Science and Engineering, 174, 790-803.
[4]           Labenski, F., Reid, P., & Santos, H. (2003, January). Drilling fluids approaches for control of wellbore instability in fractured formations. In SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
[5]           Hashemi, S. S., Taheri, A., & Melkoumian, N. (2014). Shear failure analysis of a shallow depth unsupported borehole drilled through poorly cemented granular rock. Engineering geology, 183, 39-52.
[6]           Karatela, E., Taheri, A., Xu, C., & Stevenson, G. (2016). Study on effect of in-situ stress ratio and discontinuities orientation on borehole stability in heavily fractured rocks using discrete element method. Journal of Petroleum Science and Engineering, 139, 94-103.
[7]           Camac, B. A., & Hunt, S. P. (2004, January). Applications of stress field modelling using the distinct element method for petroleum production. In SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
[8]           Santarelli, F. J., Chenevert, M. E., & Osisanya, S. O. (1992, January). On the Stability of Shales and its consequences in terms of swelling and wellbore stability. In SPE/IADC Drilling Conference. Society of Petroleum Engineers.
[9]           Zoback, M. D. (2010). Reservoir geomechanics. Cambridge University Press.
[10]         Karatela, E., & Taheri, A. (2018). Three-dimensional hydro-mechanical model of borehole in fractured rock mass using discrete element method. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 53, 263-275.
[11]         Yousefian, H., Soltanian, H., Marji, M. F., Abdollahipour, A., & Pourmazaheri, Y. (2018). Numerical simulation of a wellbore stability in an Iranian oilfield utilizing core data. Journal of Petroleum Science and Engineering, 168, 577-592.
[12]         Lei, Q., Latham, J. P., & Tsang, C. F. (2017). The use of discrete fracture networks for modelling coupled geomechanical and hydrological behaviour of fractured rocks. Computers and Geotechnics, 85, 151-176.
[13]         Salehi, S., Hareland, G., & Nygaard, R. (2010). Numerical simulations of wellbore stability in under-balanced-drilling wells. Journal of Petroleum Science and Engineering, 72(3-4), 229-235.
[14]         Itasca. (2016). 3DEC User Manual Version 5.2. Minneapolis: Itasca Consulting Group.
[15]         Cappa, F., Guglielmi, Y., Rutqvist, J., Tsang, C. F., & Thoraval, A. (2006). Hydromechanical modelling of pulse tests that measure fluid pressure and fracture normal displacement at the Coaraze Laboratory site, France. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 43(7), 1062-1082.
[16]         Hart, R. (2003). Enhancing rock stress understanding through numerical analysis. International journal of rock mechanics and mining sciences, 40(7-8), 1089-1097.
[17]         Nagel, N. B., Sanchez-Nagel, M. A., Zhang, F., Garcia, X., & Lee, B. (2013). Coupled numerical evaluations of the geomechanical interactions between a hydraulic fracture stimulation and a natural fracture system in shale formations. Rock mechanics and rock engineering, 46(3), 581-609.
[18]         Min, K. B., Rutqvist, J., Tsang, C. F., & Jing, L. (2004). Stress-dependent permeability of fractured rock masses: a numerical study. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 41(7), 1191-1210.
[19]         Sapigni, M., LA BARBERA, G., & Ghirotti, M. (2003). Engineering geological characterization and comparison of predicted and measured performance of a cavern in the Italian Alps.
[20]         Zhang, X., Last, N., Powrie, W., & Harkness, R. (1999). Numerical modelling of wellbore behaviour in fractured rock masses. Journal of Petroleum Science and Engineering, 23(2), 95-115.
[21]         Zhang, Z., He, S., Gu, D., Gai, S., & Li, G. (2018). Effects of stress-dependent permeability on well performance of ultra-low permeability oil reservoir in China. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 8(2), 565-575.
[22]         Han, G., & Dusseault, M. B. (2003). Description of fluid flow around a wellbore with stress-dependent porosity and permeability. Journal of Petroleum science and engineering, 40(1-2), 1-16.
[23]         Cao, N., Lei, G., Dong, P., Li, H., Wu, Z., & Li, Y. (2019). Stress-Dependent Permeability of Fractures in Tight Reservoirs. Energies, 12(1), 117.
[24]         Baecher, G. B. (1983). Statistical analysis of rock mass fracturing. Journal of the International Association for Mathematical Geology, 15(2), 329-348.
[25]         Einstein, H. H., & Baecher, G. B. (1983). Probabilistic and statistical methods in engineering geology. Rock mechanics and rock engineering, 16(1), 39-72.
[26]         Rives, T., Razack, M., Petit, J. P., & Rawnsley, K. D. (1992). Joint spacing: analogue and numerical simulations. Journal of Structural Geology, 14(8-9), 925-937.
[27]         Snow, D. T. (1970, January). The frequency and apertures of fractures in rock. In International journal of Rock mechanics and Mining sciences & Geomechanics Abstracts (Vol. 7, No. 1, pp. 23-40). Pergamon.
[28]         Bour, O., Davy, P., Darcel, C., & Odling, N. (2002). A statistical scaling model for fracture network geometry, with validation on a multiscale mapping of a joint network (Hornelen Basin, Norway). Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 107(B6), ETG-4.
[29]         Warburton, P. M. (1980, December). Stereological interpretation of joint trace data: influence of joint shape and implications for geological surveys. In International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts (Vol. 17, No. 6, pp. 305-316). Pergamon.
[30]         Berkowitz, B., & Adler, P. M. (1998). Stereological analysis of fracture network structure in geological formations. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 103(B7), 15339-15360.
[31]         Zhang, J. (2013). Borehole stability analysis accounting for anisotropies in drilling to weak bedding planes. International journal of rock mechanics and mining sciences, 60, 160-170.