مدل‌سازی اثرات ترکیبی جریان‌های آب، یون و حرارت روی پروفیل فشار منفذی در اطراف چاه حفاری شده در سازندهای شیلی

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

دانشگاه صنعتی شریف، دانشکده مهندسی شیمی و نفت

چکیده

بهینه‌سازی غلظت نمک موجود در سیال حفاری، وزن گل، دما و سایر عوامل به منظور آنالیز صحیح و کامل پایداری دیواره چاه، به ویژه در هنگام حفاری در محیط‌های با دما و فشار بالا و هم چنین حفاری چاه‌های انحرافی ضروری می‌باشد. انتخاب صحیح این پارامترها مستلزم درک صحیح فعل و انفعالات انجام شده بین سیال حفاری و سازند شیلی در هنگام حفاری از درون این سازندها می‌باشد. بررسی‌های میدانی نشان داده که اثرات ترکیبی گرادیان‌های پتانسیل شیمیایی و حرارتی روی جریان سیال، می‌تواند به میزان قابل ملاحظه‌ای فشار منفذی و در نتیجه توزیع تنش نزدیک به دیواره چاه را تحت تأثیر خود قرار دهد در این تحقیق مدلی کامل برای جریان حل شونده، حلال (آب) و حرارت ارائه می‌شود. مدل ارائه شده در این تحقیق، هر دو محلول الکترولیتی یعنی سیال حفاری و سیال موجود در درون سازند را برخلاف متون قبلی که محلول‌ها را ایده‌آل فرض می‌کردند، غیر ایده‌آل فرض کرده است. این فرض به منظور ارائه مدلی صحیح و واقعی از جریان سیال و یون‌ها به درون غشاهای شیلی الزامی می‌باشد. به دلیل وجود اختلاف پتانسیل شیمیایی بین محلول‌های الکترولیتی، آب یا همان حلال می‌تواند از سمت غلظت حل شونده پایین یا از سمتی که پتانسیل شیمیایی آب بالا است، به سمت غلظت حل شونده بالا یا پتانسیل شیمیایی کم، جریان پیدا کند. اثرات گرادیان دمایی روی پایداری دیواره چاه‌های نفتی می‌تواند به ویژه در حفاری‌های انحرافی و ازمیان سازندهای با حرارت و فشار خیلی زیاد، مانند سازندهای واقع شده در مناطق عمیق دریایی و هم چنین چاه‌های عمیق که تغییر اندکی در دمای دیواره چاه باعث مشکلات ناپایداری زیادی می‌شود، بسیار مهم و ضروری باشد. پروفیل فشار منفذی در اطراف چاه از حل معادلات انتقال که در ادامه ذکر می‌شوند، به دست می‌آید.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Modeling of Combined Effects of Water, Solute, and Heat Flows on Pore Pressure Profile near a Wellbore Drilled in Shale Formation

نویسندگان [English]

  • Saeid Rafiee
  • Cirus Ghotbi
  • Mahmoudreza Pishvaie
Department of Chemical and Petroleum Engineering, Sharif University of Technology
چکیده [English]

A general coupled model for the transport of solute, solvent, and heat is presented. The optimization of drilling fluid concentration, weight, etc. is crucial for wellbore stability analysis particularly in high pressure and high temperature environments, and thus the convenient selection of these parameters can be obtained from a clear understanding of the shale-drilling fluid interactions. The coupled effects of chemical potential (chemical- osmosis) and temperature gradients (thermal-osmosis) on fluid flow significantly change the pore pressure and thereby causeing the redistribution of stress around a borehole. The model presented here considers both electrolytic solutions, drilling fluid and pore fluid, as non-ideal. The assumption of non-ideality of the solutions must be taken into account to accurately model the flow of solute and water through shale membranes. Due to chemical potential gradients between the solutions, water can flow from low salt concentration to high salt concentration and an osmotic pressure is created which can significantly influence the flow of both solute and water through shale. The impacts of thermal effects on wellbore stability are especially important for offshore high temperature, high pressure, and deep wells, where a small amount of temperature change in wellbore wall can cause various instability problems. Because of these reasons, the impacts of coupled chemical and thermal effects on water flow have been studied here.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Chemical Osmosis
  • Thermal Osmosis
  • Wellbore Stability
  • Shale
  • High Pressure- High Temperature
  • Osmotic pressure
مراجع

[1] Abbas H., Shebatalhamd A., khan M., Al-Shobaili Y., Ansari A. , Ali S., and mehta (Saudu Aramco) S., “Wellbore instability of shale formation”, Uuluf field, Saudi Arabia,SPE 106345, 2006.

[2] Osuji, Collins Emenike. “Effect of porosity and permeability on the membrane efficiency of shales”, The university of Texas at Austin, pp. 1-2, 2008.

[3] Yu Mengjiao, Chemical and Thermal Effects on Wellbore Stability of Shale Formations, The University of Texas at Austin, August, 2002.

[4] Hanshaw B. B., Zen E. “Osmotic equilibrium and overthrust faulting”, Geol. Soc. Am. Bull. 76, pp. 1379– 1387, 1965.

[5] Chenevert M. E ,“Shale control with balanced-activity oil-continuous muds”, J. Pet. Technol., pp. 1309– 1316, October 1970.

[6] Carminati S., Brignoli M., Marco A.Di., Santarelli F.J., “The activity concept applied to shales: consequences for oil, tunneling and civil engineering operations”, Int. J. Rock Mech. Min., pp. 3– 4, Paper No. 038. 1997.

[7] Ghassemi A. and Diek A.,“Porothermoelasticity for swelling shale”, J.of Pet.Sci. and Eng.,34, pp. 123-124 December 2002.

[8] Zhai Z., Zaki K., Marinello S. and Abou-Sayed A. ,“Coupled Thermo- poromechanicsl Effects on Borehole Stability”, Society of Petroleum Engineers, SPE 123427, October,2009.

[9] Mody F.K. and Hale, A.H., “A borehole stability model to couple the mechanical and chemistry of drilling fluid shale interaction”, Amsterdam : Presented at the SPE/IADC Drilling Conference, SPE paper 25728, pp. 23– 25, February 1993.

[10] Onaisi A., Audibert A., Bieber M.T., Bailey L., Denis J. and Hammond P.S., “X-ray tomography visualization and mechanical modeling of swelling shale around the wellbore”, J. Pet. Sci.Eng.9, pp. 313– 3291993.

[11] Lomba R. F. T., Chenevert M.E. and Sharma M. M., “The role of osmotic effects in fluid flow through shales”, Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 25, pp. 25-35, 2000.

[12] Gross R. G. and Osterle J. F., “Membrane transport characteristics of ultrafine capillaries”, J. Chem.Phys.49, No 1, pp. 228-234, July 1968.

[13] Levine Ira N. “Physical Chemistry”, 5th, Vol. 1., McGraw-Hill Higher Education, August 2001.

[14] Treybal Robert E., “Mass Transfer Operation”, The University of Rhode Island : McGraw-Hill Book Company,. pp. 88-93, 1981.

[15] Incropera, and DeWitt., “Fundamentals of Heat and Mass Transfer”, 5th Edition, John Wiley & sons, Inc., 2002.

[16] H.Gray and Donald. “Coupled flow phenomena in clay- water systems” ,The University of Mishigan, November, 1966.