تحلیل پایداری چاه در سازند دارای شکستگی با استفاده از روش المان- مجزا- شبکه شکستگی‌های مجزا: مطالعه موردی یکی از چاه‌های خلیج‌فارس

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

دانشکده مهندسی معدن و متالورژی، دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران

10.22078/pr.2020.3603.2733

چکیده

ناپایداری چاه در سازندهای دارای شکستگی ازجمله مسائل چالش‌برانگیز در مهندسی حفاری است. بررسی عوامل مؤثر در مکانیسم‌های ناپایداری چاه در سازندهای دارای شکستگی، برای تعیین یک الگوی حفاری کارآمد، ضروری است. نرخ تزریق، چگالی و گرانروی سیال حفاری ازجمله پارامترهای قابل‌کنترل و مؤثر در وقوع شکست‌های برشی و کششی در چاه است. بنابراین بررسی نحوه اثرگذاری این پارامترها در پایداری چاه و مکانیسم‌های هیدرومکانیکی منتجه از آن می‌تواند در ایجاد یک الگوی حفاری کارآمد، اثربخش باشد. در این مقاله به‌منظور ارزیابی پایداری چاه قائم و همچنین بررسی مکانیسم‌های هیدرومکانیکی در سازند دارای شکستگی، مدل‌سازی سه‌بعدی یک چاه دریکی از میدان‌های نفتی خلیج‌فارس ارائه‌شده است. شبیه‌سازی شرایط هیدرومکانیکی برای چاه و پیاده‌سازی شکستگی‌های منطقه به‌ترتیب با استفاده از روش المان‌مجزا و شبکه شکستگی‌های مجزا انجام‌شده است. به‌منظور اعتبارسنجی مدل و ارزیابی پایداری چاه از معیار بیشترین جابه‌جایی مجاز، میانگین شعاع ناحیه 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. همچنین نتایج حاصل از مدل‌سازی عددی و بررسی پارامتری نشان داد که با افزایش نرخ جریان سیال حفاری از 20 تا bbl/h 200، جابه‌جایی‌های برشی در محدوده چاه افزایش و در مقابل افت فشار سیال در فضای بین شکستگی‌های مشاهده شد. این مسئله به‌علت افزایش جابه‌جایی برشی، لغزش در امتداد شکستگی‌ها و گسترش بیشتر سیال در محدوده شکستگی‌ها است. به‌طور مشابهی افزایش گرانروی سیال از 1 تا cp 1000، منجر به افزایش شکست‌های کششی و در نتیجه کاهش فشار سیال در اثر گسترش در فضای بین شکستگی‌ها شد.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Wellbore stability analysis in fractured formation using DEM-DFN method: A case study on one of the wellbores in Persian Gulf

نویسندگان [English]

  • mohammad komeilan
  • omid saeidi
  • Mahdi Rahbar
Departmentof Mining and Metallurgy Engineering, Amir Kabir University of Technology, Tehran, Iran
چکیده [English]

Wellbore instability in fractured formations is one of the most challenging issues in drilling engineering. In order to determine an efficient drilling methodology, it is necessary to investigate main factors which can affect the wellbore instability mechanisms. Injection rate, viscosity and density of drilling fluids are the main drastic and controllable parameter which can affect the shear and tension failure in wellbores. In this study, numerical modeling of a wellbore in Persian Gulf was carried out, using Distinct Element Method (DEM). Representation of natural fracture system in numerical simulation was conducted by Discrete Fracture Network (DFN) method. The results of numerical modeling and parametric study showed that with increase flow rates from 20 to 200 barrels per hour, the shear displacement also increased. Similarly, increase in viscosity from 1 to 1000 cP caused increase in fracture shearing and therefore instability around wellbore. By increase the viscosity and rate of drilling fluid, the shear and tensile failures increase and due to its effect on the hydraulic opening of the discontinuities, a decrease in fluid pore pressure was observed. In this study, normalized yield zone criteria were used to model validation and finally the results of wellbore stability analysis compared with field data.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Wellbore stability analysis
  • Distinct Element Method
  • Fluid flow rate
  • Discrete Fracture Network
  • Drilling fluid viscosity
[1]. Dusseault M. B., “Analysis of borehole stability,” Proceedings of the 8th IACMAG Conference, Morgantown, WV, USA., pp. 125-137, 1994.##

[2]. Yaghoubi A. A. and Zeinali M., “Determination of magni-tude and orientation of the in-situ stress from borehole breakout and effect of pore pressure on borehole stability-Case study in Cheshmeh Khush oil field of Iran”, Journal of Petroleum Science and Engineering., Vol. 67, No. 3-4, pp.116-126, 2009. ##

[3]. Zoback M. D., “Reservoir geomechanics,” Cambridge University Press., 2007. ##

[4]. Helstrup O. A. and Chen Z., “Time-dependent wellbore instability and ballooning in naturally fractured formations,” Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 43, No. 1, pp.113-128, 2004. ##

[5]. Jing L., “A review of techniques, advances and outstanding issues in numerical modelling for rock mechanics and rock engineering,” Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, Vol. 40, No. 3, pp.283-353, 2003. ##  

[6]. Chen X. and Detournay C. C., “Wellbore behaviour in fractured rock masses,” Proceedings of the 38th US Symposium on Rock Mechanics (USRMS)., 2001. ##

[7]. Zhang X., Last N., Powrie W. and Harkness R., “Numerical modelling of wellbore behaviour in fractured rock masses,” Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 23, No. 2, pp. 95–115, 1999. ##

[8]. Batchelor G. K., “An Introduction to Fluid Dynamics,” Cambridge University Press., 1967. ##

[9]. Cook N. G., “Natural Joints in rock: Mechanical, hydraulic and seismic behavior and properties under normal stress,” International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts., Vol. 29, No. 3, pp.198-223, 1992. ##

[10]. Pyrak-Nolte L. J. and Morris J. P., “Single fractures under normal stress: The relation between fracture specific stiffness and fluid flow”, International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, Vol. 37, No. 1-2, pp. 245-262, 2000. ##

[11]. Gueguen Y. and Bouteca M., “Mechanics of fluid-saturated rocks,” Elsevier, Vol. 89, 2004. ##

[12]. Hopkins D. L., “The implications of joint deformation in analyzing the properties and behavior of fractured rock masses, underground excavations, and faults,” International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences., Vol. 37, No. 1-2, pp. 175-202, 2000. ##

[13]. Walsh J. B., “Effect of pore pressure and confining pressure on fracture permeability”, International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts., Vol. 18, No. 5, pp.  429-435, 1981. ##

[14]. Itasca, 2016. 3DEC User Manual Version 5.0. Itasca Consulting Group. Minneapolis, NM. ##

[15]. Karatela E. and Taheri A., “Three-dimensional hydro-mechanical model of borehole in fractured rock mass using discrete element method”, Journal of Natural Gas Science and Engineering., Vol. 53, pp. 263-275, 2018. ##

[16]. Lei Q., Latham J. P. and Tsang C. F., “The use of discrete fracture networks for modelling coupled geomechanical and hydrological behaviour of fractured rocks” Computers and Geotechnics., Vol. 85, pp. 151-176, 2017. ##

[17]. Bour O., Davy P., Darcel C. and Odling N., ‘’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, Vol. 107, No. B6, pp. ETG-4, 2002. ##

[18]. Bonnet E., Bour O., Odling N. E., Davy P., Main I., Cowie P. and Berkowitz B., “Scaling of fracture systems in geological media,” Reviews of geophysics, Vol. 39, No 3, pp. 347-383, 2001. ##

[19]. Darcel C., Bour O. and Davy P., ‘’Stereological analysis of fractal fracture networks,’’ Journal of Geophysical Research: Solid Earth, Vol. 108, No. B9, 2003. ##

[20]. Davy P., Le Goc R., Darcel C., Bour O., De Dreuzy J. R. and Munier R., “A likely universal model of fracture scaling and its consequence for crustal hydromechanics,’’ Journal of Geophysical Research: Solid Earth, Vol. 115, No. B10, 2010. ##