نوع مقاله : مقاله پژوهشی
نویسندگان
1 دانشکده مهندسی معدن و متالورژی، دانشگاه صنعتی امیرکبیر
2 اداره زمین شناسی، شرکت نفت فلات قاره، تهران
چکیده
کلیدواژه‌ها
موضوعات
عنوان مقاله [English]
نویسندگان [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]
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
)