تحلیل پایداری چاه در سازند دارای شکستگی با استفاده از روش المان-مجزا-شبکه شکستگی‌های مجزا: مطالعه موردی یکی از چاه‌های خلیج‌فارس

ناپایداری چاه در سازندهای دارای شکستگی ازجمله مسائل چالش‌برانگیز در مهندسی حفاری است. بررسی عوامل موثر در مکانیسم‌های ناپایداری چاه در سازندهای دارای شکستگی، برای تعیین یک الگوی حفاری کارآمد، ضروری است. نرخ تزریق، چگالی و گرانروی سیال حفاری ازجمله پارامترهای قابل‌کنترل و موثر در وقوع شکست‌های برشی و کششی در چاه است. بنابراین بررسی نحوه اثرگذاری این پارامترها در پایداری چاه و مکانیسم‌های هیدرومکانیکی منتجه از آن می‌تواند در ایجاد یک الگوی حفاری کارآمد، اثربخش باشد. در این مقاله به‌منظور ارزیابی پایداری چاه قائم و همچنین بررسی مکانیسم‌های هیدرومکانیکی در سازند دارای شکستگی، مدل‌سازی سه‌بعدی یک چاه دریکی از میدان‌های نفتی خلیج‌فارس ارائه‌شده است. شبیه‌سازی شرایط هیدرومکانیکی برای چاه و پیاده‌سازی شکستگی‌های منطقه به‌ترتیب با استفاده از روش المان‌مجزا و شبکه شکستگی‌های مجزا انجام‌شده است. به‌منظور اعتبارسنجی مدل و ارزیابی پایداری چاه از معیار بیشترین جابه‌جایی مجاز، میانگین شعاع ناحیه شکست پلاستیک و لاگ کالیپر، استفاده‌شده است. ارزیابی پایداری اولیه مدل نشان داد که در عمق منتسب به سازند کژدمی، چاه در یک وضعیت ناپایدار قرار دارد. همچنین نتایج حاصل از مدل‌سازی عددی و بررسی پارامتری نشان داد که با افزایش نرخ جریان سیال حفاری از 20 تا bbl/h 200، جابه‌جایی‌های برشی در محدوده چاه افزایش و در مقابل افت فشار سیال در فضای بین شکستگی‌های مشاهده شد. این مسئله به‌علت افزایش جابه‌جایی برشی، لغزش در امتداد شکستگی‌ها و گسترش بیشتر سیال در محدوده شکستگی‌ها است. به‌طور مشابهی افزایش گرانروی سیال از 1 تا cp 1000، منجر به افزایش شکست‌های کششی و در نتیجه کاهش فشار سیال در اثر گسترش در فضای بین شکستگی‌ها شد.

Wellbore stability analysis in fractured formation using DEMDFN method: A case study on one of the wellbores in Persian Gulf

Wellbore instability in fractured formations is one of the most challenging issues in drilling engineering. In order to determine an efficient drilling methodology, it is necessary to investigate main factors which can affect the wellbore instability mechanisms. Injection rate, viscosity and density of drilling fluids are the main drastic and controllable parameter which can affect the shear and tension failure in wellbores. In this study, numerical modeling of a wellbore in Persian Gulf was carried out, using Distinct Element Method (DEM). Representation of natural fracture system in numerical simulation was conducted by Discrete Fracture Network (DFN) method. The results of numerical modeling and parametric study showed that with increase flow rates from 20 to 200 barrels per hour, the shear displacement also increased. Similarly, increase in viscosity from 1 to 1000 cP caused increase in fracture shearing and therefore instability around wellbore. By increase the viscosity and rate of drilling fluid, the shear and tensile failures increase and due to its effect on the hydraulic opening of the discontinuities, a decrease in fluid pore pressure was observed. In this study, normalized yield zone criteria were used to model validation and finally the results of wellbore stability analysis compared with field data.