تعيين وزن بهينه گل براي حفاري چاه قائم در حضور شكستگي ها: مطالعه موردي چاه SIE-04 در ميدان نفتي سيري

Determination of optimized mud weight for vertical wellbore drilling in fractures formation : A case study for SIE-04 wellbore in Persian Gulf oilfield

ارزيابي پايداري چاه در مرحله اول به منظور تعيين پنجره ايمن وزن گل حفاري است. تعيين حد پايين فشار گل حفاري به منظور جلوگيري از وقوع شكست برشي در ديواره چاه و حد بالاي فشار گل به منظور جلوگيري از وقوع شكست كششي (شكست هيدروليكي)، بر اساس گراديان شكست برشي (SFG) و گراديان شكستگي (FG) انجام مي شود. در اين مقاله به منظور بررسي اثر حضور شكستگي ها در مكانيسم هاي شكست چاه و تعيين پنجره ايمن گل حفاري، روابط تحليلي و مدل سازي عددي به روش المان مجزا ارايه شده است. براي اين منظور از معيار موهر كولمب - جيگر به منظور بررسي شكست برشي با در نظر گرفتن اثر حضور ناپيوستگي ها در مجاورت ديواره چاه استفاده شده است. نتايج حاصل از اين بررسي نشان داد كه در بازه هاي مشخصي از (β) كه معرف نحوه جهت گيري ناپيوستگي در مقايسه با امتداد تنش افقي بيشينه است، حضور شكستگي ها اثري بر مقاومت نهايي توده سنگ نخواهد داشت. همچنين برخلاف اين تصور كه شكست برشي در امتداد تنش افقي كمينه رخ مي دهد (در اين مقاله منظور براي حالتي است كه θ=0)، در حالتي كه اثر حضور ناپيوستگي ها در نظر گرفته شود، بيشترين فشار گل موردنياز به منظور جلوگيري از شكست و لغزش در امتداد چاه در زاويه (β=45+φ_w/2=52.25) و(θ=84.25) است. همچنين در بازه ي (17.5≤θ≤46.5) شكستگي ها اثر در مقاومت نهايي شكست نخواهند داشت. فشار گل عملياتي براي چاه موردنظر بر اساس گزارش هاي حفاري شركت نفت فلات قاره ( Mpa) است. بر اساس روابط تحليلي اين فشار ( Mpa) تعيين شده است. نتايج حاصل از مدل سازي عددي به روش المان مجزا نشان داد كه گسترش زون شكست پلاستيك، بيشترين جابجايي ديواره، لغزش در امتداد شكستگي ها و شكست هاي كششي در دو فشار تعيين شده تقريبا مشابه است. در حالتي كه نسبت تنش افقي بيشينه به كمينه برابر با (σ_H/σ_h =1.65) در نظر گرفته شود، لغزش در امتداد شكستگي ها و گسترش شكستگي ها (زون شكست پلاستيك) در مجاورت چاه بيشتر است.

Wellbore stability modeling for drilling operations is primarily to create a safe mud weight (mud pressure) window. The designed mud density will be high enough to ensure borehole stability and low enough to not fracture the formation (i.e., mud losses do not occur) Therefore, the safe mud weight should be greater than the pore pressure gradient and shear failure gradient and less than the fracture gradient. In this article in order to investigate the effect of fracture in wellbore failure mechanism and determination of safe mud window, analytical and numerical approach was conducted. In order to shear failure analysis in wellbore in fractured formation, Mohr–Coulomb, Jaeger failure criterion was used. For numerical simulation the distinct element method was used. The simulation of a wellbore in Persian Gulf for fracture formation was implemented in order to understanding the effect of discontinuity in wellbore failure mechanism. The results showed, in a specific angle (β), that represents the direction of fracture orientation relative to the horizontal stress, the fractures do not have any effect on strength of the rock mass. Furthermore, in fractured formation, shear failure do not occur in the direction of minimum horizontal stress, but the orientation of discontinuity specifies the failure and slips direction in wellbore. In this article the maximum mud pressure to prevent failure in wellbore occurs in (β=45+ϕ_w/2=52.25). Also in the range of (17.5≤θ≤46.5) the fractures do not have any effect on strength of the rock mass. The practical mud pressure which was used in drilling operation in real condition in Siri oil field was (40.55 Mpa) and the mud pressure determine in analytical solution is (36.92 Mpa). The numerical result (distinct element method) shows, the overall condition of normalized yield zone, shear failure slips along the fractures and tensile failure in two different pressure (36.92 - 40.55 Mpa) are almost similar. Parametric study results showed that in higher horizontal stress ratio (σ_H/σ_h ), wellbore is more instable and in an isotopic stress regimes the shear and slips along the discontinuity was eliminated.