شبیه‌سازی نیمه تحلیلی برهم‌کنش شیمیایی- فیزیکی شیل‌های حساس به آب

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

دانشکده مهندسی نفت دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران

چکیده

ناپایداری سازندهای شیلی، منشا اصلی بسیاری از مشکلات حفاری است که منجر به صرف هزینه‌های زیاد و اتلاف زمان می‌شود. پیش از حفاری، تنش‌های مکانیکی سازند، کمتر از مقاومت سنگ بوده و شرایط شیمیایی نیز در حال تعادل است. سنگ تحت این شرایط متعادل، در حالت پایدار قرار دارد. اما پس از عملیات حفاری، نیروهای برشی، کششی و تراکمی سنگ اطراف چاه، تغییر می‌نماید. فعل و انفعال‌های شیمیایی نیز در اثر تماس سازند شیلی با سیال حفاری رخ می‌دهد که خود دلیلی برای ناپایداری دیواره چاه می‌باشد. مکانیزم‌ عمده ناپایداری سازند شیلی، انتقال فشار هیدرولیکی و همچنین پدیده اسمزی است. به تاخیرانداختن افزایش فشار منفذی در نزدیک دیواره چاه، امری ضروری است. این امر می‌تواند با افزایش خاصیت غشایی شیل از طریق افزودن نمک‌های مختلف و انسداد فیزیکی منافذ شیل با استفاده از انواع نانو ذرات و یا پلیمرها محقق گردد. برای جلوگیری و حل مشکلات ناشی از سازندهای شیلی، شناخت و بررسی ویژگی‌های سازند و همچنین تغییر و تحولات پدید آمده در اثر واکنش‌های متقابل سنگ و سیال، ضروری به نظر می‌آید. از این رو در این مقاله با به کارگیری تئوری پوروالاستیک شیمیایی خطی، معادلات میدانی حاکم بر مسأله استخراج شده است. با توجه به اینکه معادلات انتشار به صورت کوپل کامل می‌باشند، با استفاده از روش‌های تحلیلی و عددی، این معادلات جداسازی و نهایتا حل شده‌اند. نتایج به‌دست آمده از این شبیه‌سازی نشان می‌دهد که مدل ارائه شده، می‌تواند تست انتقال فشار منفذی و رفتار سازند شیلی در مجاورت سیال حفاری را به خوبی شبیه سازی کند.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Semi-Analytical Simulation of Physicochemical Interaction for Reactive Shales

نویسندگان [English]

  • Seyed Morteza Mirabbasi
  • Mohammad Javad Ameri
Department of Petroleum Engineering, Amiekabir University of Technology
چکیده [English]

Shale formation instability is the main source of many problems in drilling operation causing significant costs and wasting time. Prior to drilling, mechanical stresses are less than fracture resistance of rock and chemical conditions are in balance within the formation. Because of that, in this balanced situation, the formation is stable. However, shear, tensile and compressive forces vary around the wellbore after drilling operations. Under these conditions, the rocks around the well become unstable. On the other hand, while the formation contacts with drilling fluid, chemical interactions occur, one of possible reasons for the wellbore instability. Hydraulic pressure transmission and osmotic pressure are the main mechanisms of shale formation instability. Thus it is very vital to delay the pore pressure increase surrounding the well. This can be achieved by adding various salts and applying different types of nano-particles or polymers to block the shale pores to improve the shale membrane properties. In order to prevent consequential problems associated with shale formations, it is necessary to study the formation characteristics and evaluate changes occurred due to rock-fluid interaction. Hence, in this paper, the field equations governing the problem have been derived based on the linear chemo-poroelastic theory. Since Diffusion equations are mainly fully coupled, therefore by using analytical/ numerical methods, these equations have been decoupled and solved finally. The simulation results show that the proposed model can appropriately simulate the pore pressure transmission test (PPTT) and shale formation behavior contact with drilling fluid.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Shale formation instability
  • Osmotic pressure
  • Shale membrane efficiency
  • Chemo-poroelastic theory
  • Analytical/ numerical methods
[1]. Van Oort E., Hale A. H., Mody F. K, and Roy S., “Transport in shales and the design of improved water-based shale drilling fluids,” SPE 28309, 1996.##

[2]. Van Oort E., “On the physical and chemical stability of shales,” J. Petrol Sci. Eng. Vol. 38, p. 213, 2003.##

[3]. Chenevert M. E. “Shale control with balanced-activity oil continuous mud,” J. Pet. Tech., pp. 1309-1316, 1970.##

[4] Sarout J. and Detournay E. “Chemoporoelastic analysis and experimental validation of the pore pressure transmission test for reactive shales”, Int. J. Rock. Mech. Min. Sci., Vol. 48, p. 759, 2011.##

[5] Al-Bazali T., Zhang J., Chenevert M. E., and Sharma M. M., “Factors controlling the compressive strength and acoustic properties of shales when interacting with water-based fluids,” Rock. Mech. Rock. Eng., Vol. 45, pp. 729-738, 2008.##

[6]. Diaz-Perez A., Cortes-Monroy I., and Roegiers J. C. “The role of water/clay interaction in the shale characterization,” J. Petrol. Sci. Eng., Vol. 58, pp. 83-98, 2007.##

[7]. Sherwood J. D., “Biot poroelasticity of a chemically active shale,” Proc. R. Soc. London, 440, p. 365, 1993 [8]. Biot M. A. “General theory of three-dimensional consolidation,” J. Appl. Phys., 12, p. 155, 1941.##

[9]. Sherwood J. D. and Bailey L. “Swelling of shale around a cylindrical well-bore,” Proc. R. Soc., London, A 444, pp. 161–184, 1994.##

[10]. Heidug W. and Wong S. W., “Hydration swelling of water-absorbing Rocks: a constitutive model,” Int. J. Numer Anal Methods Geomech, 20, p. 403, 1996.##

[11]. Roshan H. and Rahman S. S. “A fully coupled chemo-poroelastic Analysis of pore pressure and stress distribution around a wellbore in water active rocks”, Rock. Mech. Rock. Eng., 44, pp. 199-210, 2011.##

[12]. Roshan R. and Rahman S. S. “Analysis of pore pressure and stress distribution around a wellbore drilled in chemically active elastoplastic formations,” Rock. Mech. Rock. Eng. 44, 541-552, 2011.##

[13]. Ghassemi A., Tao Q., and Diek A. “Influence of coupled chemo-poro-thermoelastic processes on pore pressure and stress distributions around a wellbore in swelling shale,” J. Petrol. Sci. Eng., 67, pp. 57-64, 2009.##

[14]. Roshan H. and Aghighi M. A., “Analysis of pore pressure distribution in shale formations under hydraulic, chemical, thermal and electrical interactions,” Trans. Porous Med., 92, pp. 61-81, 2012.##

[15]. Qian W., Yingcao Z., Gang W., Hongwei J., and Yushi L., “A fluid-solid-chemistry coupling model for shale wellbore stability,” Petrol. Explor. Develop., 39 (4), pp. 508-513, 2012.##

[16]. Staverman A. J., “The theory of measurement of osmotic pressure,” Rec. Trav. Chim., 70, pp. 344-352, 1951.##

[17]. Fritz, S. J. and Marine I. W., “Experimental support for a predictive osmotic model of clay membranes”, Geochemistry Cosmochim, Acta 47, 1515-1522, 1983.##

[18]. Mody F. K. and Hale A. H., “A borehole stability model to couple the mechanics and chemistry of drilling fluid shale interaction,” J. Pet. Tech. 1093, Nov. 1993.##

[19]. Kiewiet L., “Membrane efficiency screening equipment test procedures,” CSIRO Petroleum –Specialised Drilling Fluids Laboratory, 2007.##

[20]. Detournay E., Sarout J., Tan C., and Caurel J., “Chemoporoelastic parameter identification of a reactive shale,” IUTAM Symposium on Physichemical and Electromechanical Interaction in Porous Media, pp. 125-132 2005.##

[21]. Firoozabadi A., “Thermodynamics of hydrocarbon reservoirs,” McGraw-Hill, 1998.##

[22]. Sherwood J. D. and Craster B., “Transport of water and ions through a clay membrane,” J. Coll. Interf. Sci. 230, pp. 349-358, 2000.##

[23]. Egonmwan A. O., “The numerical inversion of the laplace transform,” M.Sc. Dissertation, Johannes Kepler University. 2012.##

[24]. رحیم زاده کیوی، ا.، "شبیه‌سازی پایداری دیواره چاه دارای شیل و مقایسه با نتایج آزمایشگاهی،" پایان‌نامه کارشناسی ارشد دانشگاه صنعتی امیرکبیر، 1392.##

[25]. Rahimzadeh Kivi I., Ameri M. J., and Ghassemi A., “Membrane properties and pore pressure transmission of Ghom shale: experimental and numerical study,” Submitted to the International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, Elsevier B. V. 2016..##