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

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 1.08 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 (1.06 =)، 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.

Study on Effect of InSitu Stress Ratio on Vertical Wellbore Stability Using DEMDFN Method: A Case Study on One of the Wellbores in Persian Gulf

SummaryIn 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 insitu 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. IntroductionWellbore 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 insitu 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 ApproachesIn 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 ConclusionsThe analysis results of 6 different insitu stresses ratio showed, in the case of isotropic stress conditions, wellbore was stable and shear displacement is limited. By increase the insitu stresses, slip deformation in the vicinity of the wellbore, have been dramatically increased and more shear failures were observed. Under isotropic stress conditions (lower insitu 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 nonslip deformations at lower insitu stress rate (isotropic stress conditions), reduces the fluid pressure in wellbore