تحلیل المان محدود برای بررسی احتمال موفقیت تکنولوژی قفس تنش نسبت به رژیم تنش‌های برجا در کنترل هرزروی سیال حفاری

هرزروی سیال حفاری به درون سازندهای تحت الارضی، در مناطق با نفوذپذیری بالا، سازندهای دارای شکستگی‌های طبیعی، و سازندهای ضعیف یکی از مشکلات رایج در عملیات حفاری چاه‌های نفت و گاز است. برخی تحقیقات نشان می‌دهد که حدود 20 درصد از زمان‌های غیر بهره‌ده در حین عملیات حفاری به دلیل مشکل هرزروی سیال حفاری است. به‌طورکلی روش‌های درمانی و پیشگیرانه، دو رویکرد اصلی مقابله با مشکل هرزروی سیال حفاری هستند. یکی از روش‌های پیشگیری از هرزروی سیال حفاری به کارگیری روش قفس تنش به منظور افزایش فشار شکست سازندهای اطراف چاه می‌باشد. عوامل متعددی از جمله پارامترهای مکانیکی سنگ، ویژگی‌های مواد پل زننده، رژیم تنش‌ها و ویژگی سیالات حفاری در میزان اثربخشی این تکنولوژی موثر است. در این پژوهش تاثیر نسبت رژیم تنش‌های افقی بر میزان اثربخشی تکنولوژی قفس تنش بررسی شده است. بدین منظور ابتدا مدل سه‌بعدی چاه و با در نظر گرفتن رفتار الاستیک سنگ ارائه شده و سپس تغییرات تنش مماسی در دو حالت پیش از ایجاد شکاف و پس از پل زدن شکاف مورد بررسی قرار گرفته است. نتایج نشان داد که بر مبنای داده‌های مورد استفاده، استفاده از این تکنولوژی باعث افزایش میانگین تنش مماسی به میزان 3618 پام در دیواره چاه و در نتیجه افزایش فشار شکست سازند شد. این امر در سازندهای سست از ایجاد شکستگی های القائی و هرزروی سیال حفاری جلوگیری می‌کند. همچنین حداکثر تنش مماسی در موقعیت پل زدن 0.5 اینچی از دهانه شکاف مشاهده شد. از سوی دیگر نتایج نشان داد که اثربخشی قفس تنش به نسبت تنش‌های افقی برجا وابسته است. بر مبنای نتایج مدل عددی، در نسبت‌های تنش افقی کمینه به بیشینه بیشتر از 0.715، کاربرد تکنولوژی قفس تنش منجر به افزایش تنش مماسی می‌شود.

finite element analysis to investigate the success probability of stress cage technology relative to regime of in-situ stresses for control of drilling fluid lost circulation

drilling fluid lost circulation into underground formations, in areas of high permeability, formations with natural fractures, and weak formations is one of the common problems in oil and gas well. some researches show that about 20% of the non-productive times during drilling operations are due to lost circulation. generally, the remedial and preventive methods are the two main approaches to deal with the problem of lost circulation. one of the methods of preventing drilling fluid lost circulation is to use the stress cage method in order to increase the formation fracture pressure around the well. several factors including rock mechanical parameters, properties of bridging materials, stress regime, and properties of drilling fluids are significant in the effectiveness of the technology. in this research, the influence of the horizontal stress ratio on the effectiveness of the stress cage technology has been investigated. for this purpose, first, the three-dimensional model of the well is presented, taking into account the elastic behavior of the rock, and then the tangential stress changes in two states before creating a fracture and after bridging the fracture have been investigated. the results showed that, based on the data used, the application of this technology leads to an increase of 3618 psi in the tangential stress at the wellbore wall and, as a result, an increase in the formation’s fracture pressure. in weak formations, this prevents induced fractures and drilling fluid lost circulation. also, the maximum tangential stress was observed at bridging location of 0.5 inches from fracture aperture. on the other hand, the results showed that the stress cage’s effectiveness depends on the horizontal stress ratio. based on the results of the numerical model, at the maximum horizontal stress to minimum horizontal stress ratio of greater than 0.715, the stress cage technology effectively increases the tangential stress.