تحليل پايداري چاه در سازند داراي شكستگي با استفاده از روش المان- مجزا- شبكه شكستگي‌هاي مجزا: مطالعه موردي يكي از چاه‌هاي خليج‌فارس

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

ناپايداري چاه در سازندهاي داراي شكستگي ازجمله مسائل چالش‌برانگيز در مهندسي حفاري است. بررسي عوامل مؤثر در مكانيسم‌هاي ناپايداري چاه در سازندهاي داراي شكستگي، براي تعيين يك الگوي حفاري كارآمد، ضروري است. نرخ تزريق، چگالي و گرانروي سيال حفاري ازجمله پارامترهاي قابل‌كنترل و مؤثر در وقوع شكست‌هاي برشي و كششي در چاه است. بنابراين بررسي نحوه اثرگذاري اين پارامترها در پايداري چاه و مكانيسم‌هاي هيدرومكانيكي منتجه از آن مي‌تواند در ايجاد يك الگوي حفاري كارآمد، اثربخش باشد. در اين مقاله به‌منظور ارزيابي پايداري چاه قائم و همچنين بررسي مكانيسم‌هاي هيدرومكانيكي در سازند داراي شكستگي، مدل‌سازي سه‌بعدي يك چاه دريكي از ميدان‌هاي نفتي خليج‌فارس ارائه‌شده است. شبيه‌سازي شرايط هيدرومكانيكي براي چاه و پياده‌سازي شكستگي‌هاي منطقه به‌ترتيب با استفاده از روش المان‌مجزا و شبكه شكستگي‌هاي مجزا انجام‌شده است. به‌منظور اعتبارسنجي مدل و ارزيابي پايداري چاه از معيار بيشترين جابه‌جايي مجاز، ميانگين شعاع ناحيه شكست پلاستيك و لاگ كاليپر، استفاده‌شده است. ارزيابي پايداري اوليه مدل نشان داد كه در عمق منتسب به سازند كژدمي، چاه در يك وضعيت ناپايدار قرار دارد. همچنين نتايج حاصل از مدل‌سازي عددي و بررسي پارامتري نشان داد كه با افزايش نرخ جريان سيال حفاري از 20 تا bbl/h 200، جابه‌جايي‌هاي برشي در محدوده چاه افزايش و در مقابل افت فشار سيال در فضاي بين شكستگي‌هاي مشاهده شد. اين مسئله به‌علت افزايش جابه‌جايي برشي، لغزش در امتداد شكستگي‌ها و گسترش بيشتر سيال در محدوده شكستگي‌ها است. به‌طور مشابهي افزايش گرانروي سيال از 1 تا cp 1000، منجر به افزايش شكست‌هاي كششي و در نتيجه كاهش فشار سيال در اثر گسترش در فضاي بين شكستگي‌ها شد.

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.