بررسی تاثیر تنش های برجا و تخلخل بر مکانیسم رشد ترک در شکست هیدرولیکی با روش عددی ناپیوستگی جابجایی

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانش آموخته کارشناسی ارشد مهندسی معدن گرایش ژئومکانیک نفت

2 بخش استخراج، دانشکده مهندسی معدن و متالورژی، دانشگاه یزد، یزد، ایران

3 گروه ژئومکانیک نفت، دانشکده مهندسی معدن، دانشگاه تهران

4 عضو هیئت علمی پژوهشگاه صنعت نفت

5 گروه استخراج، دانشکده مهندسی معدن و متالورژی، دانشگاه یزد، یزد، ایران

10.22107/jpg.2022.349178.1171

چکیده

امروزه شکست هیدرولیکی در زمینه­‌های مختلف از جمله ازدیاد برداشت، اندازه­‌گیری تنش­های برجا، استخراج انرژی زمین گرمایی و برداشت منابع نامتعارف هیدروکربنی مورد استفاده قرار می­‌گیرد. با توجه به گستردگی استفاده از این روش، امکان اثردهی معکوس و احتمال ایجاد مخاطرات لرزه­‌ای در سطح، بررسی و شناخت کامل این عملیات امری ضروری است. پژوهش­‌های عددی، تحلیلی و آزمایشگاهی بسیاری در این زمینه انجام شده است که در آن­‌ها وضعیت تنش­‌های برجا و تخلخل از مهم­ترین عوامل اثرگذار بر انتشار، بازشدگی و فشار انتشار ترک محسوب می­‌شوند. جهت مدل­‌سازی عددی در این تحقیق از روش عددی ناپیوستگی جابجایی که یکی از روش­‌های با توانایی بالا در مدل­‌سازی ناپیوستگی و شکست می­‌باشد، استفاده شده است. برنامه­ مورد استفاده بر اساس مکانیک جامدات و مکانیک شکست ایجاد شده است، با اضافه شدن ماژول جریان سیال در این پژوهش کوپل مکانیک سیالات را نیز دربرمی­‌گیرد. این قسمت از برنامه توسط روش عددی تفاضل محدود زمان پیش­رو مکان مرکزی ایجاد شده است. در نهایت پس از اعتبارسنجی برنامه بررسی اثرات میدان تنش برجا و تخلخل بر انتشار ترک انجام شده است. جهت مرجعیت یافتن نتایج، پارامترهای مورد بررسی به­‌صورت بدون بعد درآمده است. با توجه به نتایج به دست آمده بهترین راستای ایجاد شکست هیدرولیکی در جهت تنش حداکثر می­‌باشد. با افزایش اختلاف تنش‌­های برجا به فشار تزریق کمتری جهت انتشار ترک نیاز است. در صورت ایجاد ترک با زاویه نسبت به تنش حداکثر، تا زاویه 45 درجه فشار تزریق کمتری جهت انتشار ترک لازم است و ترک پس از چند مرحله رشد به سمت تنش حداکثر منحرف می­‌گردد. افزایش تخلخل سازند باعث کاهش مقدار مدول یانگ و ضریب پواسون گشته که در نهایت باعث افزایش بازشدگی ترک در مقادیر بالاتر تخلخل می­شود؛ بنابراین در تخلخل 20 درصد میزان بازشدگی ترک بیش از 2 برابر آن در تخلخل صفر درصد می­‌باشد. در صورتی که فاصله منفذ کم­تر از 5/2 برابر نصف طول ترک از نوک ترک باشد، مقدار فاکتور شدت تنش نوک شکست کاهش می­‌یابد.

کلیدواژه‌ها


[1] Fjaer, E., Holt, R. M., Horsrud, P., Raaen, A. M., & Risnes, R. (2008). Petroleun Related Rock Mechanics (2nd Edition ed.). Elsevier
[2] Montgomery, C. T., & Smith, M. B. (2010). Hydraulic fracturing: history of an enduring technology. Journal of Petroleum Technology, 62(12), 26-40.
[3] HUBBERT, M. (1957). KING & WILLIS, EG Mechanics of Hydraulic Fracturing. AIME Trans, 210.
[4] Zhang, J. J. (2019). Applied petroleum geomechanics. Gulf Professional Publishing.
[5] Duan, K., Kwok, C. Y., Wu, W., & Jing, L. (2018). DEM modeling of hydraulic fracturing in permeable rock: influence of viscosity, injection rate and in situ states. Acta Geotechnica, 13(5), 1187-1202.
[6] Benouadah, N., Djabelkhir, N., Song, X., Rasouli, V., & Damjanac, B. (2021). Simulation of Competition Between Transverse Notches Versus Axial Fractures in Open Hole Completion Hydraulic Fracturing. Rock Mechanics and Rock Engineering, 54(5), 2249-2265.
[7] ARIA, M., FALLAH, A., & HOSSEINI, M. (2018). Development Of A Model For Estimating The Hydraulic Breakdown Pressure In Carbonate Rocks Of Iranian Oil Wells. JOURNAL OF MINERAL RESOURCES ENGINEERING, 3(1), 13-28.
[8] Liu, H., Wang, H., Wu, H.-A., & Wang, X.-X. (2013). Effect of reservoir porosity and clay content on hydraulic fracture height containment. IPTC 2013: International Petroleum Technology Conference,
[9] Deris Abdolah pour, M. R., Nikkhah, M. S., Naderi, H., & Jalalifar, H. (2022). Effect of porosity and confining pressure on hydrulic fracturing mechanism using experimental tests. Journal of Petroleum Geomechanics, 4(4), 77-98. https://doi.org/10.22107/jpg.2022.326868.1157
[10] Lak, M., Marji, M. F., Bafghi, A. Y., & Abdollahipour, A. (2019). A coupled finite difference-boundary element method for modeling the propagation of explosion-induced radial cracks around a wellbore. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 64, 41-51.
[11] Abdollahipour, A., Marji, M. F., Bafghi, A. Y., & Gholamnejad, J. (2016). Time-dependent crack propagation in a poroelastic medium using a fully coupled hydromechanical displacement discontinuity method. International Journal of Fracture, 199(1), 71-87.
[12] Nosrati, A., Kadkhodaie, A., Amini, A., Chehrazi, A., Mehdipour, V., & Moslemnezhad, T. (2019). Reservoir properties distribution in the framework of sequence stratigraphic units: A case study from the Kangan Formation, Iranian offshore gas field, the Persian Gulf basin. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 65, 1-15.
[13] Crouch, S. L. (1976). Solution of plane elasticity problems by the displacement discontinuity method. I. Infinite body solution. International Journal for Numerical Methods in Engineering, 10(2), 301-343.
[14] Griffith, A. A. (1921). VI. The phenomena of rupture and flow in solids. Philosophical transactions of the royal society of london. Series A, containing papers of a mathematical or physical character, 221(582-593), 163-198.
[15] Irwin, G. R. (1957). Analysis of stresses and strains near the end of a crack traversing a plate.
[16] Marji, M. F., Hosseini_Nasab, H., & Kohsary, A. H. (2006). On the uses of special crack tip elements in numerical rock fracture mechanics. International journal of solids and structures, 43(6), 1669-1692.
[17] Whittaker, B. N., Singh, R. N., & Sun, G. (1992). Rock fracture mechanics. Principles, design and applications.
[18] Zoback, M. D. (2010). Reservoir geomechanics. Cambridge university press.
[19] Najjarzadeh, H., Kazemi, M. S., & Ghassem Alaskari, M. K. (2016). Effect of Porosity on Elastic Moduli in Reservoir Zone of South Pars Field. Journal of Petroleum Research, 26(95), 67-78.
[20] KhoshnevisZadeh, R., Hajian, A., & Larki, E. (2018). Calculation of elasticity modulus and rock strength parameters and their relationship with porosity in Kangan and Dalan formations in one of the well in south pars gas field. Iranian Joural of Petrolum Geology, 7(14), 19-34.