انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 2 2 2019 02 20 Numerical simulation the effect of back rake angle PDC cutter on the rock fracture mechanism using discrete element method شبیه‌سازی عددی اثر زاویه شیب عقب تیغه PDC بر روی مکانیزم شکست سنگ با استفاده از روش المان مجزا 1 14 63110 10.22107/jpg.2018.63110 FA محمد فاتحی مرجی هیئت علمی دانشکده مهندسی معدن و متالورژی دانشگاه یزد امیر حسین مزروعی سبدانی دانشجوی کارشناسی ارشد دانشکده مهندسی معدن و متالورژی دانشگاه یزد مهدی نجفی استادیار دانشکده مهندسی معدن و متالورژی دانشگاه یزد محسن محبی دانشکده مهندسی معدن و متالورژی دانشگاه یزد مهاجر عبادی مهندس ارشد برنامه ریزی حفاری ، معاونت فنی حفاری شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب Journal Article 2017 10 30 In the oil, construction and mining industry, different types of cutting tools using to extract rock materials. Hence, the investigation of the reaction of the cutting tool with the stone can be a suitable method for analyzing the problems associated with the failure occurred at the time of drilling. One of the factors affecting rock failure mechanism At the time of drilling Geometry of the cutting tool (cutter), Which has a significant impact on Mechanical specific energy (energy required to cut through a unit volume of rock). Numerical methods DEM One of the most advanced methods for modeling issues Which is accompanied by a strain and a deformation. The main goal of this research is rock cutting simulation and examining the effect of the bake rake angle on the cutter PDC performance On two samples of sedimentary rock (sand stone, limestone). The instrument used in this study numerical software particle flow code (PFC2D) which simulates the mechanical behavior of material using a distinct elemental method (DEM), Based on the results, limestone needs more Mechanical specific energy than sandstone, This can be due to more limestone resistance to sandstone. But increasing the back rake angle from 10 degrees to 40 degrees increases the Mechanical specific energy consumption. In fact, horizontal force cutting is a major factor affecting the amount of Mechanical specific energy. In addition, the results of the surveys show The mechanism of the flow of crushed material in front of the cutter blades Function of cutter geometry and the friction angle between the cutter and the crushed particles. and is one of the effective factors in the amount of Mechanical special energy. در صنعت نفت، عمران و معدن، از انواع مختلف ابزار برش جهت استخراج مواد سنگی استفاده می‌شود. از این‌ رو بررسی عکس العمل ابزار برش با سنگ می‌تواند راهکاری مناسب جهت تحلیل مسایل مرتبط با شکست‌های بوجود آمده در آن در زمان حفاری باشد. یکی از عوامل موثر بر مکانیزم شکست سنگ در زمان حفاری، هندسه‌ای ابزار برش (تیغه برش) است که تاثیر به‌سزایی در انرژی ویژه MSE ( انرژی مورد نیاز برای حفر حجم واحدی از سنگ) مصرفی دارد. روش عددی المان‌مجزا یکی از پیشرفته‌ترین روش‌ها برای مدل کردن مسایلی است که با کرنش و تغییرشکل بالا همراه است. هدف اصلی این تحقیق شبیه‌سازی برش سنگ و بررسی تاثیر زاویه شیب عقب در عملکرد تیغه PDC بر روی دو نمونه سنگ رسوبی (ماسه سنگ و سنگ آهک) است. بنابراین از نرم افزار عددی کد جریان اجزاء (PFC2D) که رفتار مکانیکی مواد دانه‌ای را با روش المان‌های مجزا (DEM) شبیه‌سازی می‌کند، استفاده شده است. بر اساس نتایج به دست آمده، سنگ آهک نسبت به ماسه‌سنگ به انرژی ویژه بیشتری نیاز دارد که دلیل آن می‌تواند مقاومت بیشتر سنگ آهک نسبت به ماسه سنگ باشد. اما افزایش زاویه شیب عقب از 10 درجه به 40 درجه باعث افزایش انرژی ویژه مصرفی در هر دو نوع سنگ می‌شود. در حقیقت نیروی افقی برش عامل اصلی تاثیر گذار در مقدار انرژی ویژه است . علاوه بر این نتایج بررسی‌های انجام شده نشان می‌دهد که مکانیزیم جریان مواد خرد شده در جلوی تیغه‌ی برش تابعی از هندسه‌‌ی تیغه و زاویه اصطکاک بین تیغه و ذرات خرد شده سنگ است که از جمله عوامل موثر در مقدار انرژی ویژه محسوب می‌گردد.

http://www.irpga-journal.ir/article_63110_e757852199c96e39152d28c1efea00c0.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 2 2 2019 02 20 An investigation of the effects of casing erosion and cement elastic modulus on the casing collapse phenomenon: a case study on an oil field in southwest Iran بررسی تاثیر فرسایش لوله جداری و ضریب الاستیسیته سیمان در پدیده مچالگی یکی از میادین جنوب غربی ایران 15 29 84093 10.22107/jpg.2019.135999.1063 FA سجاد حق شناس لاری دانشکده مهندسی شیمی و نفت، دانشگاه صنعتی شریف، تهران، ایران سعید شاد دانشکده مهندسی شیمی و نفت، دانشگاه صنعتی شریف، تهران علیرضا زنگنه وار شرکت مهندسی و خدمات چاه پیمایی مهران، تهران Journal Article 2018 06 14 Casing collapse phenome during the production of boreholes drilled in high-pressurized reservoirs are a common challenge that the petroleum industry is facing universally. Such a problem has been observed 21 times in the boreholes drilled at one of the high-pressurized fields in Southwest Iran whose 56-production-well consequently reduced to 38 (by losing 18 producers due to the casing failure). Based on the studies conducted on the collapse phenomenon different factors contribute to the occurrence of such a problem. The important factors have been reviewed, analysed, and reported in the literature are:  The stresses applied due to point-load on the wellbore and the casing by geomechanical and tectonic effects  Casing erosion  The presence of void spaces between the casing and the wellbore wall  Casing type and quality  Cement type and quality  Pore pressure (related to Geomechanical effect?)  The quality of cementing bondage In the present study, taking advantage of ABAQUS, the efforts have been put to analyse and study the effects of the casing erosion and cement elastic modulus on the stress distribution around the borehole by simulating formation-cement-casing system considering in-situ stress. The cement displacement and the consequent stress tensor applied on the casing have been investigated. The numerical studies have been conducted in two cases considering the cement elastic modulus higher and lower than the formation elastic modulus. The results showed that the point-erosion of the casing has a stronger effect than that of the cement elastic modulus on the stress distribution around the borehole and the displacement of the surrounding cement. مچالگی یا دوپهلو شدن لوله جداری در هنگام تولید از میادین پرفشار، به امری رایج در صنعت نفت ایران و جهان تبدیل گشته به‌گونه‌ای که طبق مطالعات و گزارش‌های شرکت مناطق نفت‌خیز جنوب از تعداد 56 حلقه چاه حفر شده در یکی از میادین پرفشار جنوب غربی ایران، 21 مورد این پدیده اتفاق افتاده که در 18 مورد از آن‌ها (32 درصد کلی) چاه از دست رفته است. طبق مطالعات انجام‌شده، عوامل مختلفی بر مچالگی لوله جداری نقش دارند که از مهم‌ترین آن‌ها می‌توان به اعمال تنش‌های نقطه‌ای به چاه و لوله‌های جداری براثر عوامل تکتونیکی و ژئومکانیکی، خوردگی، وجود فضای خالی پشت لوله‌های جداری، جنس و کیفیت لوله جداری، جنس و نوع سیمان مورد استفاده، فشار منفذی، کیفیت سیمان شدگی و ... اشاره کرد. در این مقاله، قصد بررسی میزان تأثیر فرسایش لوله جداری و نیز ضریب الاستیسیته سیمان اطراف آن بر توزیع تنش‌های اطراف چاه، با شبیه‌سازی سیستم سازند – سیمان – جداری با نرم‌افزار شبیه‌ساز آباکوس تحت اعمال تنشها و شرایط منطقه‌ای میدان مدنظر را داریم. پس ‌ از آن میزان تأثیر این عوامل را بر جابه‌جایی سیمان اطراف چاه و تنش اعمال شده به لوله جداری را بررسی خواهیم کرد. شبیه‌سازی‌های این پژوهش نشان می‌دهد میزان تأثیر فرسایش نقطه‌ای لوله جداری تأثیر بسزایی در توزیع استرس‌های نواحی اطراف چاه و جابه‌جایی‌های سیمان اطراف لوله جداری دارد در حالی که ضریب الاستیسیته سیمان نسبت به فرسایش لوله تأثیر کمتری بر نتایج داشت که در دو حالت ضریب الاستیسیته سیمان زیرِ ضریب الاستیسیته سازند و بالای آن قابل بررسی است.

http://www.irpga-journal.ir/article_84093_3019c8a26ce116e09d0f9db49770a6f9.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 2 2 2019 02 20 Investigating the effect of pore pressure increase due to gas injection on the stability of normal faults in one of the SW Iranian oil fields بررسی تأثیر افزایش فشار منفذی ناشی از تزریق گاز بر پایداری گسل‌های نرمال یکی از میادین جنوب غرب ایران 30 39 84094 10.22107/jpg.2019.143304.1065 FA محمد غفوری گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه فردوسی مشهد، مشهد، ایران مجید تقی‌پور گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم پایه، دانشگاه فردوسی مشهد، مشهد، ایران 0000-0002-1996-9597 غلامرضا لشکری پور گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه فردوسی مشهد، مشهد، ایران 0000-0001-8267-4866 ناصر حافظی مقدس گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه فردوسی مشهد، مشهد، ایران عبدالله ملقب کارشناس ارشد زمین شناسی مهندسی، مناطق نفت خیز جنوب Journal Article 2018 08 05 Decreasing reservoir pressure caused by hydrocarbon exploitation is one of the major problems related to oil reservoirs. In order to maintain the current production rate the lost energy should be compensated. Gas injection is a common method for increasing reservoir pressure and is mainly used in SW Iranian oil fields. Reactivation of pre-existing faults is one of the potential risks related to gas injection. In this study, using the analytical method of modified slip tendency, the reactivation possibility of four faults in an SW Iranian oil field has been investigated, and the critical pore pressure is estimated. Results suggest that all the faults are stable in the current stress field, and F2 is the most stable fault that can undergo a maximum pore pressure of 57 MPa before reactivation. Results of fracture stability analysis show that the highest increase in horizontal stress needed for reactivation is for F2. This means that faults with an east-west strike are more stable than the faults with a north east-south west strike in the field. یکی از مهم‌ترین مسائل مربوط به مخازن نفتی، افت فشار مخزن ناشی از برداشت هیدروکربن‌ها از آن‌ها است. به منظور حفظ میزان تولید یک چاه، انرژی از دست رفته مخزن باید به گونه‌ای جبران شود. یکی از روش‌های افزایش فشار مخزن تزریق گاز طبیعی است که در مخازن جنوب غرب ایران به طور عمده‌ای انجام می‌شود. از جمله مشکلات احتمالی مرتبط با تزریق گاز، ایجاد شکستگی‌های جدید و فعال شدن مجدد گسل‌های از پیش موجود می‌باشد. در این پژوهش با استفاده از روش تحلیلی تمایل لغزش اصلاح شده، امکان فعالیت مجدد چهار گسل موجود در منطقه بررسی و فشار منفذی بحرانی تزریق تخمین زده شده است. نتایج محاسبات تمایل لغزش نشان می‌دهند که تمامی گسل‌ها در شرایط تنش کنونی مخزن پایدار هستند و گسل F2 پایدارترین گسل پس از تزریق بوده که می‌تواند یک افزایش فشار منفذی تا 57 مگاپاسکال را تا قبل از لغزش بر روی صفحه خود تحمل کند. نتایج تخمین پایداری شکستگی نشان می‌دهد که بیشترین میزان تغییرات تنش افقی لازم برای فعالیت مجدد نیز مرتبط با گسل F2 است که بیانگر پایداری بیشتر گسل‌های دارای امتداد شرقی-غربی نسبت به گسل‌های با امتداد شمال شرق-جنوب غرب در میدان می‌باشد.

http://www.irpga-journal.ir/article_84094_9d03f3e2555d81d31a3f55e4335df3a3.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 2 2 2019 02 20 Upscaling of the geomechanics parameters of reservoir using the kernel function method with adaptive bandwidth and comparing with the results of wavelet transformation افزایش مقیاس پارامترهای ژئومکانیکی مخزن با استفاده از روش تابع هسته با پهنای باند تطبیقی و مقایسه آن با نتایج تبدیل موجک 40 54 84280 10.22107/jpg.2019.159974.1077 FA محمدرضا آزاد گروه اکتشاف، دانشکده مهندسی معدن، نفت و ژئوفیزیک، دانشگاه صنعتی شاهرود، شاهرود، ایران ابوالقاسم کامکار روحانی دانشکده مهندسی معدن، نفت و ژئوفیزیک، دانشگاه صنعتی شاهرود، شاهرود، ایران محمد آرشی دانشکده علوم ریاضی، گروه آمار، دانشگاه صنعتی شاهرود Journal Article 2018 12 05 In this paper we are used as two different approaches; wavelet transformation and adaptive bandwidth in kernel method in upscaling process of geomechanical parameters of the reservoir. Geomechanics in oil field have been investigated compressive strength parameters, Young's Moduli, Bulk Moduli and shear Moduli to determine the quality of reservoir and rock as well as the effect of rock resistance and stress on the behavior of formations as a result of oil activities. The geomechanical parameters of the reservoir rock are calculated using petrophysical logs such as acoustic and porosity log. Identifying uniform zones and classifying rock quality requires looking at geomechanical parameters along a well. Upscaling can be used to ease the use of this classifier. In the wavelet theory, after the analyze or the desired signal to the desired level, the upscaled signal will be obtained from the composition of the approximation section of the same level and the remaining samples of the coefficient of detail. This is the same as multiresolution upscaling. In upscaling using the bandwidth of the kernel function, the threshold or bandwidth is defined which is in fact a function of the geomechanical parameter variability. Adaptive bandwidth method can provide a good model upscaling of cells. In areas of high variability, by choosing optimal bandwidth, the cells remain fine, and vice versa, in areas with smooth changes, the number of cells will be merged more together. Comparison of the results of the two methods is observed. Under identical conditions, the upscaling error of the upscaled-optimized model with the kernel bandwidth method is about 1.4 wavelet transforms, and it is also possible that according to the probable error rate, depending on the threshold and appropriate bandwidth can be used to determine the number of upscaled block of the simulated model according to the computational time. در این مقاله از دو روش تبدیل موجک و روش هسته با پهنای باند تطبیقی به‌عنوان دو رویکرد متفاوت در فرایند افزایش مقیاس پارامترهای ژئومکانیکی مخزن استفاده شده است. ژئومکانیک در زمینه نفتی به بررسی پارامترهای مقاومت فشاری تک‌محوری، مدول یانگ، مدول بالک و مدول برشی برای تعیین کیفیت سنگ مخزن و سنگ پوش و همچنین تاثیر مقاومت سنگ و تنش بر رفتار سازندها در نتیجه فعالیت‌های نفتی می‌پردازد. با استفاده از نگارهای پتروفیزیکی مانند نگار صوتی و تخلخل، پارامترهای ژئومکانیکی سنگ مخزن محاسبه می‌شوند. شناسایی زون‌های یکنواخت و رده‌بندی کیفیت سنگ، نیازمند بررسی پارامترهای ژئومکانیکی در طول یک چاه است. از افزایش مقیاس برای سهولت این رده‌بندی می‌توان استفاده نمود. در نظریه موجک، پس از تجزیه نگار یا سیگنال مورد نظر تا سطح دلخواه، سیگنال افزایش مقیاس‌یافته از ترکیب بخش تقریب همان سطح و نمونه‌های باقیمانده از ضرایب جزئیات به‌دست خواهد آمد. این عملیات منجر به افزایش مقیاس چندمقیاسی خواهد شد. در افزایش مقیاس با استفاده از پهنای باند تابع هسته، حد آستانه یا پهنای باندی تعریف می‌شود که در واقع تابعی از تغییرپذیری پارامتر ژئومکانیکی خواهد بود. روش پهنای باند تطبیقی، می‌تواند الگوی مناسبی جهت افزایش مقیاس سلول‌ها ارائه دهد. در نواحی با تغییرات شدید، با انتخاب پهنای باند بهینه، سلول‌ها به حالت ریز باقی مانده و برعکس در نواحی با تغییرات هموار، تعداد سلول‌های بیشتری با همدیگر ادغام خواهند شد. از مقایسه نتایج دو روش مشاهده می‌شود که در شرایط یکسان، خطای مدل افزایش مقیاس‌یافته با روش پهنای باند هسته حدود 4/1 تبدیل موجک بوده و همچنین این امکان وجود دارد که با توجه به میزان خطای محتمل، بسته به حد آستانه یا پهنای باند مناسب تعریف‌شده، بتوان تعداد بلوک افزایش مقیاس‌یافته مدل شبیه‌ساز را با توجه به زمان محاسبات تعیین نمود.

http://www.irpga-journal.ir/article_84280_598aa7c8acf26dcf70e486ffc47e9fc2.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 2 2 2019 02 20 Impact of Salt Formation’s Geomechanical properties on the casing collapse event in oil wells using Numerical modeling مدل‌سازی عددی تأثیر پارامترهای ژئومکانیکی سازندهای نمکی بر گسیختگی لوله‌ جداری چاه‌های نفتی 55 68 63111 10.22107/jpg.2018.104127.1046 FA مهدی باجولوند تونل و فضاهای زیرزمینی، دانشکده معدن، نفت و ژئوفیزیک، دانشگاه صنعتی شاهرود، شاهرود، ایران احمد رمضان زاده استادیار، دانشکده مهندسی معدن، نفت و ژئوفیزیک، دانشگاه صنعتی شاهرود 0000-0001-5848-4229 Journal Article 2017 10 31 It is neccecery to use numerical methods in prediction the long-term behavior of structures with considering different conditions, because of presentation general and quick response of problems. Creep behavior of salt, as a time-dependent behavior, has always caused problems such as shear failure and convergence of oil wells casings. Thus, it is important to study of long-term behavior of these formations and the effect of creep behavior on well stability. In addition to time, salt layer thickness, stress distribution conditions and mechanical characteristic of salt rock are geomechanical factors which affecting on creep behavior of salt formations. Thus, in this paper, 3D numerical simulation using FLAC3D software is being performed to evaluate the effect of salt formation’s geomechanical properties (e.g. salt layer thickness, stress distribution and mechanical parameters of salt rock) on casing collapse of oil wells by considering data from one oil well in Kupal oilfield. For this purpose, at the first, Uniaxial creep test have been simulated similar to real conditions. Then by comparing between experimental and numerical results, constitutive model has been validated. Burgers creep model has been chosen as constitutive model for salt formation based on this validation. To be very close to real condition and also avoiding from simplifications as much as possible, Drilling rate, Drilling mud pressure, cement injection and casing installation have been considered in modeling. Then, three dimensional model has been solved for several period of time. Based on the results, stress distribution conditions have a major role in the creep behavior of salt formation among geomechanical properties. The effect of salt layer thickness on the amount of damage imposed to the casing is negligible. Also, studying the behavior of salt with different elastic modulus has shown that this parameter is an important factor to cause casing collapse of oil wells. امروزه استفاده از روش‌های عددی در برآوردهای مهندسی با وجود تمام محدودیت‌ها و پیچیدگی‌های این روش به دلیل ارائه پاسخ‌های کلی و سریع از شرایط مسئله مورد توجه قرار گرفته است. همچنین نیاز به پیش‌بینی رفتار بلند مدت یک سازه با در نظر گرفتن شرایط مختلف حاکم بر مسئله، استفاده از روش‌های عددی را ضرورت بخشیده است. رفتار خزشی نمک به عنوان یک رفتار وابسته به زمان همواره باعث بروز مشکلاتی همچون برش و مچالگی لوله‌های جداری چاه‌های نفتی شده است. با توجه به نقش سازندهای نمکی میادین نفتی در ایجاد تله‌های نفتی، بررسی رفتار بلند مدت این سازندها و میزان تأثیر جریان یافتگی ناشی از رفتار خزشی آن بر پایداری چاه از اهمیت بالایی برخوردار است. علاوه بر زمان، عوامل ژئومکانیکی متعدد در رفتار خزشی سازندهای نمکی تأثیرگذارند. در این پژوهش، با استفاده از نرم افزار تفاضل محدود FLAC3D مدل‌سازی عددی تأثیر پارامترهای ضخامت لایه نمک، شرایط توزیع تنش برجا و خصوصیات مقاومتی سنگ نمک پیرامون یک چاه نفتی واقع در میدان نفتی کوپال بر روی مچالگی و برش لوله جداری انجام شده است بر اساس نتایج آزمون آزمایشگاهی خزش تک محوری انجام شده بر روی یک نمونه نمک برداشت شده از این میدان مدل رفتاری خزش برگر برای مدل‌سازی سازند نمکی استفاده شده است. بر اساس نتایج، در میان پارامترهای ژئومکانیکی مطالعه شده، شرایط توزیع تنش برجا سهم عمده‌ای در شدت رفتار خزشی سازند نمکی داشته است. تأثیر ضخامت لایه نمک در میزان آسیب وارد بر لوله ناچیز است. همچنین مطالعه رفتار نمک با مدول الاستیک مختلف این پارامتر را به عنوان عاملی مهم در بروز گسیختگی لوله‌های جداری معرفی کرده است. همچنین بخش‌هایی از لوله جداری که در مجاورت فصل مشترک لایه نمکی با لایه‌های دیگر قرار دارد به عنوان یک محدوده مستعد بروز آسیب تعیین شده است.

http://www.irpga-journal.ir/article_63111_43a944b4d8dee4aa8a64941d4dde5f33.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 2 2 2019 02 20 Experimental Investigation of Iranian Quartz Sands for Proppant Production Used in Hydraulic Fracturing Operations بررسی آزمایشگاهی ماسه‌های کوارتزی ایران به منظور تولید پروپنت مورد استفاده در عملیات شکست هیدرولیکی 69 83 63113 10.22107/jpg.2018.63113 FA سعید نوروزی اپورواری عضو هیئت علمی / بخش مهندسی نفت و گاز، دانشکده فنی و مهندسی، دانشگاه شهید باهنر کرمان، کرمان، ایران محمد حسین وحیدی شهیر بخش مهندسی نفت و گاز، دانشکده فنی و مهندسی، دانشگاه شهید باهنر کرمان، کرمان، ایران حسین جلالی فر دانشگاه شهید باهنر کرمان- بخش مهندسی نفت و گاز Journal Article 2017 12 03 Appropriate proppant selection is one the most important parameters for the success of hydraulic fracturing operations. In this study, the performance of proppants has been investigated in accordance with ISO and API standards. Sieve analysis, crush resistance, sphericity and roundness and bulk density were conducted for this purpose. 10 quarts sand mines, located in different parts of Iran, were considered as target sand resources in this study. From samples arrived, four quartz sand samples from three mines successfully passed the preliminary tests and selected for final experimental studies. The results showed that, Kerman 16/30 sand has potential for frac-sand application up to 4000‌Psi while Kerman 20/40 sand showed potential for frac-sand application up to 3000‌Psi. Malayer 20/40 sand showed no potential for use as proppant and Firoozkooh sand could be used as frac-sand only in formation with low closure pressure up to 1000‌Psi. Finally, the hydraulic conductivity and permeability of samples at different closure stresses were measured by an in-house conductivity cell and the results were consistent with the results of the initial tests. یکی از مهم ترین پارامترها در موفقیت عملیات شکست هیدرولیکی، انتخاب پروپنت مناسب می باشد. در این پژوهش عملکرد پروپنت‌ها باتوجه به پیشنهادهای ارائه شده توسط سازمان جهانی استاندارد و انستیتو نفت آمریکا و با استفاده از آزمایش‌های دانه-بندی، مقاومت خردایشی، کرویت و گردشدگی و دانسیته حجمی ارزیابی شده است. ده معدن ماسه کوارتزی در نقاط مختلف ایران به عنوان معادن هدف این مطالعه در نظر گرفته شد. از نمونه های اخذ شده، تعداد چهار نمونه ماسه کوارتزی از سه معدن کشور بدلیل دارا بودن ویژگی های اولیه پروپنت طبیعی برای مطالعات آزمایشگاهی نهایی انتخاب شدند.. پس از آزمایش های انجام شده مشخص شد از میان چهار نمونه، ماسه 40/20 کرمان پتانسیل مناسب برای استفاده در عملیات شکست هیدرولیکی تا فشار تراکمی Psi3000 و نمونه 30/16 کرمان قابلیت استفاده به‌عنوان پروپنت تا فشار تراکمی Psi4000 را دارند. نمونه ملایر قابل استفاده در عملیات شکست هیدرولیکی نبوده و نمونه فیروزکوه فقط در چاه هایی با فشار تراکمی سازندکم‌تر از Psi1000 قابل استفاده است. درنهایت هدایت هیدرولیکی و تراوایی نمونه ها در فشارهای تراکمی مختلف، به‌وسیله سلول هدایت پذیری ساخته شده در این پژوهش اندازه گیری و تطابق خوبی با نتایج آزمایشات ابتدایی حاصل شد.

http://www.irpga-journal.ir/article_63113_5e946476809f30de607f5b0b47ac49a4.pdf

انجمن ژئومکانیک نفت ایران نشریه ژئومکانیک و ژئوانرژی 2538-4651 2 2 2019 02 20 A Numerical Study of the Effect of Fluid Pressure on Smeared Cracking Behavior in the Caprock of Underground Gas Storage Reservoirs مطالعه عددی تاثیر فشار سیال بر رفتار ترک گسترده در پوش سنگ مخازن ذخیره سازی گاز 84 105 86953 10.22107/jpg.2019.173228.1087 FA میثم رجبی دانشگاه صنعتی بیرجند حسین سالاری راد دانشگاه صنعتی امیرکبیر محسن مسعودیان سعدآباد محقق؛ دانشگاه کوئینزلند استرالیا Journal Article 2018 12 07 The injection or extraction of gas can change the pore pressure within the reservoir, which in turn results in redistribution of the stress field. Consequently, the induced deformations within the reservoir and the sealing caprock can potentially prompt a damage zone in the caprock.The main objective of this paper is to develop a model to estimate the growth and extension of cracks in the caprock. In order to achieve this aim, the smeared crack approach is used to model the process of cracking in the caprock. To do this, we will employ smeared crack approach to study the initiation and propagation of cracks in caprock of subsurface reservoir. There are generally three approaches in solid mechanics when modelling cracks: discrete crack, interface elements and smeared crack. Although, discrete crack approach reflects the fracture development phenomenon most closely, it does not fit the nature of numerical methods and it can computationally expensive with development of cracks, each node is replaced by more nodes, which entails re-definition of finite element mesh and hence more computational resources are needed. On the other hand, smeared crack approach assumes that the cracked solid is a continuum and permits the description of the medium in terms of conventional stress-strain equations. Within the smeared crack framework, small cracks are formed in the band are gradually connected to each other and one or more cracks may be defined for each gauss point of each element. As one of the important innovations of this paper, the study of the effect of fluid pressure on the smeared crack propagation, has been done, which is based on coding in FORTRAN programming environment. Due to the results obtained by the flow of fluid into the crack, the crack opening increased significantly. از جمله مسائل چالشی در حوزه مهندسی نفت، اطمینان از یکپارچگی پوش‌سنگ است. به طوری که با استحصال یا ذخیره‌سازی مواد هیدروکربوری، فشار حفره‌ای داخل مخزن تغییر کرده و ضمن باز توزیع تنشها، باعث ایجاد زون‌های آسیب دیده در پوش‌سنگ و نشت از آن می‌گردد. بنابراین، هدف اصلی در این مقاله، توسعه مدلی از پوش‌سنگ بوده تا از یک طرف بتواند المان‌های آسیب دیده به واسطه ایجاد ترک را شناسایی نموده و از طرف دیگر تأثیر فشار سیال داخل ترک بر توسعه ترک خوردگی را لحاظ نماید. بدین منظور از رویکرد ترک گسترده استفاده شده است. مطالعه تأثیر نفوذ سیال بر چگونگی رشد و توسعه ترک، همواره به عنوان چالشی جدی در مطالعه ترک مطرح بوده است؛ زیرا مدل‌سازی چنین فرایندی مستلزم انجام برنامهنویسی حرفه‌ای و پیچیده برای ترک گسترده و یا جایگزین کردن ترک منفصل در نرمافزارهای تجاری است. از این رو در این مقاله تأثیر فشار سیال در رشد ترک گسترده بر اساس تحلیل غیرخطی دینامیکی و کدنویسی در محیط برنامه‌نویسی فرترن مورد مطالعه قرار گرفته و بر اساس نرم‌افزار تجاری آباکوس اعتبارسنجی گردیده است. نتایج نشان داد که نه تنها جواب‌های حل مسئله از هر دو روش، تطابق خوبی داشته بلکه با ورود سیال به داخل ترک، بازشدگی ترک نیز به طور قابل ملاحظه‌ای افزایش می‌یابد. چنان که با افزایش میزان بار، ناحیه ترک خورده، گسترده تر شده به نحوی که برای بار 240 کیلونیوتن، ترک‌ها در فاصله 1 متری و برای بار 300 کیلو نیوتنی ترک‌ها در فاصله 5/2 متری از تکیه‌گاه، تیر یک سر گیردار ایجاد شد. همچنین با افزایش فشار سیال از صفر به 05/0 و 1/0 مگاپاسکال، میزان بازشدگی ترک (که همان افزایش کرنش سازه پس از ایجاد ترک میباشد)، از 15 تا 25 درصد، در مقایسه با حالت بدون اعمال فشار سیال در ترک افزایش مییابد؛ که این نتیجه با واقعیت موجود منطبق است. از طرفی براساس نتایج حاصله، در گام‌های محاسباتی یکسان، با افزایش فشار سیال، مقدار باربرداری در کرنش‌های بزرگ‌تری حادث شده، که این مهم نیز به دلیل افزایش بازشدگی دهانه ترک میباشد. نتایج مربوط به تاریخچهی مقادیر تنش در نقطه گوسی از یک طرف نشان میدهند که در کدام گام محاسباتی، نقاط مورد نظر درگیر بارگذاری، باربرداری، کشش یا فشار میباشند و از طرفی دیگر گویای این واقعیت هستند که با افزایش فشار سیالِ داخل ترک، میزان تنش مؤثر کاهش مییابد.

http://www.irpga-journal.ir/article_86953_c2483e55563e8575d169b6abfc334d2a.pdf