بررسی مکانیسم هرزروی گل حفاری برای چاه قائم در سازند دارای شکستگی با در نظر گیری شرایط تخلخل دوگانه: مطالعه موردی چاه sie-05 در حوزه نفتی خلیج‌فارس

حفاری در سازندهای دارای شکستگی و مسئله هرزروی سیال یکی از چالش‌های مهم در صنایع بالادستی نفت است. ناپایداری چاه، زمان‌های غیر مولد(npt)، هرزروی سیال حفاری و مخاطرات ناشی از آن می‌تواند منجر به افزایش هزینه‌های حفاری شود. کنترل و مدیریت فشار حفاری (mpd) ازجمله ابزارهای موثر در کاهش هزینه‌های حفاری است. وجود شکستگی‌های طبیعی و پیچیدگی فرآیندهای هیدرومکانیکی در این سازندها، مسئله کنترل فشار ته چاه و تعیین مشخصه‌های بهینه گل حفاری را دشوار می‌کند. بنابراین برای تعیین یک الگوی حفاری بهینه، شناخت مکانیسم‌های هیدرومکانیکی ضروری است. در این مقاله با ایجاد مدل سه‌بعدی هیدرومکانیکی از چاه در سازند دارای شکستگی و با در نظر گرفتن شرایط تخلخل دوگانه، هرزروی سیال در ماتریکس و شکستگی بررسی‌شده است. نتایج نشان داد با افزایش نرخ تزریق سیال حفاری جابجایی‌های برشی در امتداد شکستگی افزایش و افت فشار سیال مشاهده شد. برای نرخ تزریق 10 بشکه بر ساعت سهم ماتریکس تراوا و شکستگی در هرزروی سیال برابر به دست آمد. در شرایط تنش‌های همسانگرد لغزش‌ها در امتداد شکستگی محدود و درنتیجه فشار سیال افزایش یافت. با افزایش نسبت تنش‌های افقی بیشینه به کمینه گسترش سیال در امتداد شکستگی‌ها افزایش و سهم تراوش سیال از فصل مشترک صفحات شکستگی و ماتریکس سنگی مجاور آن افزایش می‌یابد.

Investigation of mud loss mechanism for vertical wellbore in fractures formation considering dual porosity conditions: A case study for SIE-05 wellbore in Persian Gulf oilfield

Wellbore instability and drilling fluid loss in fracture formation is one of the main issues in deep drilling. In order to determine an efficient drilling methodology it is necessary to investigate the effect of fracture on instability and fluid loss mechanism. In this article in order to evaluation of the vertical wellbore stability and fluid loss in fracture formation, three dimensional simulation of a wellbore in the Persian Gulf was carried out using Discrete Fracture Network (DFN) and Distinct Element Method (DEM). In order to investigate the Hydromechanical mechanism in fracture formation, drilling fluid was injected by rate of 10 BPH and viscosity of 1.08 cP to the wellbore. Slip in fractures, shear displacement and the volume of fluid loss was determined as main parameters for wellbore stability analysis. The effect of insitu stresses ratio (σ_H/σ_h ) on instability mechanism and fluid loss was carried out based on 4 different scenarios for insitu stresses ratio. By increasing insitu stresses ratio and in an anisotropic (σ_H/σ_h =2) satat, slips and shear displacement along the discontinuity increased. In this case, for 25 BPH drilling fluid flow ratio the fluid pressure decrease along the discontinuities. The parametric study for five different fluid flow ratio showed that in (σ_H/σ_h =1.06) the fluid expansion in fracture increased. Moreover, tension failure and shear displacement decreased in low fluid flow ratio. In 5 BPH fluid flow ratio, the fluid pressure in fractures increased compared with higher fluid flow ratio. This is because of less shear displacement and fluid expansion along fracture in lower fluid flow ratio.