تحلیل المان محدود برای بررسی احتمال موفقیت تکنولوژی قفس تنش نسبت به رژیم تنش‌های برجا در کنترل هرزروی سیال حفاری

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

دانشکده مهندسی نفت و گاز، دانشگاه صنعتی سهند

چکیده

هرزروی سیال حفاری به درون سازندهای تحت الارضی، در مناطق با نفوذپذیری بالا، سازندهای دارای شکستگی‌های طبیعی، و سازندهای ضعیف یکی از مشکلات رایج در عملیات حفاری چاه‌های نفت و گاز است. برخی تحقیقات نشان می‌دهد که حدود ۲۰ درصد از زمان‌های غیر بهره‌ده در حین عملیات حفاری به دلیل مشکل هرزروی سیال حفاری است. به‌طورکلی روش‌های درمانی و پیشگیرانه، دو رویکرد اصلی مقابله با مشکل هرزروی سیال حفاری هستند. یکی از روش‌های پیشگیری از هرزروی سیال حفاری به کارگیری روش قفس تنش به منظور افزایش فشار شکست سازندهای اطراف چاه می‌باشد. عوامل متعددی از جمله پارامترهای مکانیکی سنگ، ویژگی‌های مواد پل زننده، رژیم تنش‌ها و ویژگی سیالات حفاری در میزان اثربخشی این تکنولوژی موثر است. در این پژوهش تاثیر نسبت رژیم تنش‌های افقی بر میزان اثربخشی تکنولوژی قفس تنش بررسی شده است. بدین منظور ابتدا مدل سه‌بعدی چاه و با در نظر گرفتن رفتار الاستیک سنگ ارائه شده و سپس تغییرات تنش مماسی در دو حالت پیش از ایجاد شکاف و پس از پل زدن شکاف مورد بررسی قرار گرفته است. نتایج نشان داد که بر مبنای داده‌های مورد استفاده، استفاده از این تکنولوژی باعث افزایش میانگین تنش مماسی به میزان 3618 پام در دیواره چاه و در نتیجه افزایش فشار شکست سازند شد. این امر در سازندهای سست از ایجاد شکستگی های القائی و هرزروی سیال حفاری جلوگیری می‌کند. همچنین حداکثر تنش مماسی در موقعیت پل زدن 0.5 اینچی از دهانه شکاف مشاهده شد. از سوی دیگر نتایج نشان داد که اثربخشی قفس تنش به نسبت تنش‌های افقی برجا وابسته است. بر مبنای نتایج مدل عددی، در نسبت‌های تنش افقی کمینه به بیشینه بیشتر از 0.715، کاربرد تکنولوژی قفس تنش منجر به افزایش تنش مماسی می‌شود.

کلیدواژه‌ها

عنوان مقاله [English]

Finite element analysis to investigate the success probability of stress cage technology relative to regime of in-situ stresses for control of drilling fluid lost circulation

نویسندگان [English]

  • Pouya Abdollahpour
  • Seyyed Shahab Tabatabaee Moradi
Faculty of Petroleum and Natural Gas Engineering, Sahand University of Technology
چکیده [English]

Drilling fluid lost circulation into underground formations, in areas of high permeability, formations with natural fractures, and weak formations is one of the common problems in oil and gas well. Some researches show that about 20% of the non-productive times during drilling operations are due to lost circulation. Generally, the remedial and preventive methods are the two main approaches to deal with the problem of lost circulation. One of the methods of preventing drilling fluid lost circulation is to use the stress cage method in order to increase the formation fracture pressure around the well. Several factors including rock mechanical parameters, properties of bridging materials, stress regime, and properties of drilling fluids are significant in the effectiveness of the technology. In this research, the influence of the horizontal stress ratio on the effectiveness of the stress cage technology has been investigated. For this purpose, first, the three-dimensional model of the well is presented, taking into account the elastic behavior of the rock, and then the tangential stress changes in two states before creating a fracture and after bridging the fracture have been investigated. The results showed that, based on the data used, the application of this technology leads to an increase of 3618 psi in the tangential stress at the wellbore wall and, as a result, an increase in the formation's fracture pressure. In weak formations, this prevents induced fractures and drilling fluid lost circulation. Also, the maximum tangential stress was observed at bridging location of 0.5 inches from fracture aperture. On the other hand, the results showed that the stress cage’s effectiveness depends on the horizontal stress ratio. Based on the results of the numerical model, at the maximum horizontal stress to minimum horizontal stress ratio of greater than 0.715, the stress cage technology effectively increases the tangential stress.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Drilling fluid lost circulation
  • Non-productive times
  • Preventive methods
  • Stress cage technology
  • Remedial methods

مراجع

[1] Kocababuc, B. (2011). Finite element analysis of wellbore strengthening(Doctoral dissertation, University of Texas–Austin).
[2] Salehi, S., & Nygaard, R. (2011, June). Numerical study of fracture initiation, propagation, sealing to enhance wellbore fracture gradient. In 45th US rock mechanics/geomechanics symposium. OnePetro.
[3] Rabia, H. (2002). Well engineering & construction(pp. 288-289). London: Entrac Consulting Limited.
[4] Feng, Y., & Gray, K. E. (2017). Review of fundamental studies on lost circulation and wellbore strengthening. Journal of Petroleum Science and Engineering, 152, 511-522.
[5] Litvinenko, V. S., & Dvoynikov, M. V. (2020). Methodology for determining the parameters of drilling mode for directional straight sections of well using screw downhole motors. Записки Горного института, 241, 105-112.
[6] Dvoynikov, M. V., Sidorkin, D. I., Kunshin, A. A., & Kovalev, D. A. (2021). Development of hydraulic turbodrills for deep well drilling. Applied Sciences, 11(16), 7517.
[7] Cook, J., Growcock, F., Guo, Q., Hodder, M., & van Oort, E. (2011). Stabilizing the wellbore to prevent lost circulation. Oilfield Review, 23(4), 26-35.
[8] Wang, H. M., Soliman, M. Y., & Towler, B. F. (2009). Investigation of factors for strengthening a wellbore by propping fractures. SPE Drilling & Completion, 24(03), 441-451.
[9] Yao, Z., & Alberty, M. (2020, February). Thermal Effect on Fracture Width for Wellbore Strengthening Applications. In IADC/SPE International Drilling Conference and Exhibition. OnePetro.
[10] Fan, G., Li, M., Chen, X., Palyanitsina, A., & Timoshin, A. (2021). Polymer-Nanosilica-assisted to evaluate oil recovery performances in sandstone reservoirs. Energy Reports, 7, 2588-2593.
[11] Rogachev, M. K., Nguyen Van, T., & Aleksandrov, A. N. (2021). Technology for preventing the wax deposit formation in gas-lift wells at offshore oil and gas fields in Vietnam. Energies, 14(16), 5016.
[12] Aston, M. S., Alberty, M. W., McLean, M. R., De Jong, H. J., & Armagost, K. (2004, March). Drilling fluids for wellbore strengthening. In IADC/SPE drilling conference. OnePetro.
[13] Alberty, M. W., & McLean, M. R. (2004, September). A physical model for stress cages. In SPE annual technical conference and exhibition. OnePetro.
[14] Mirabbasi, S. M., Ameri, M. J., Biglari, F. R., & Shirzadi, A. (2020). Thermo-poroelastic wellbore strengthening modeling: An analytical approach based on fracture mechanics. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, 107492.
[15] Islamov, S., Grigoriev, A., Beloglazov, I., Savchenkov, S., & Gudmestad, O. T. (2021). Research risk factors in monitoring well drilling—A case study using machine learning methods. Symmetry, 13(7), 1293.
[16] Liagov, I., Liagov, A., & Liagova, A. (2021). Optimization of the Configuration of the Power Sections of Special Small-Sized Positive Displacement Motors for Deep-Penetrating Perforation Using the Technical System “Perfobore”. Applied Sciences, 11(11), 4977.
[17] Gil, I., & Roegiers, J. C. (2006, June). New wellbore strengthening method for low permeability formations. In Golden Rocks 2006, The 41st US Symposium on Rock Mechanics (USRMS). OnePetro.
[18] Wang, H., Towler, B. F., & Soliman, M. Y. (2007, April). Near wellbore stress analysis and wellbore strengthening for drilling depleted formations. In Rocky mountain oil & gas technology symposium. OnePetro.
[19] Wang, H., Towler, B. F., Soliman, M. Y., & Shan, Z. (2008, December). Wellbore strengthening without propping fractures: analysis for strengthening a wellbore by sealing fractures alone. In International Petroleum Technology Conference. OnePetro.
[20] Salehi, S., & Nygaard, R. (2010, June). Finite-element analysis of deliberately increasing the wellbore fracture gradient. In 44th US Rock Mechanics Symposium and 5th US-Canada Rock Mechanics Symposium. OnePetro.
[21] Arlanoglu, C., Feng, Y., Podnos, E., Becker, E., & Gray, K. E. (2014, March). Finite element studies of wellbore strengthening. In IADC/SPE drilling conference and exhibition. OnePetro.
[22] Shahri, M. P., Oar, T. T., Safari, R., Karimi, M., & Mutlu, U. (2015). Advanced semianalytical geomechanical model for wellbore-strengthening applications. Spe Journal, 20(06), 1276-1286.
[23] Zhong, R., Miska, S., & Yu, M. (2017). Parametric study of controllable parameters in fracture-based wellbore strengthening. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 43, 13-21.
[24] Liu, Y., Chen, P., Ma, T. S., Wu, B. S., Zhang, X., & Wu, B. L. (2019, August). A transient pressure analysis for wellbore strengthening. In ARMA-CUPB Geothermal International Conference. OnePetro.
[25] Yousefian, H., Soltanian, H., Marji, M. F., Abdollahipour, A., & Pourmazaheri, Y. (2018). Numerical simulation of a wellbore stability in an Iranian oilfield utilizing core data. Journal of Petroleum Science and Engineering, 168, 577-592.
[26] Zhang, J. J. (2019). Applied petroleum geomechanics. Gulf Professional Publishing.
[27] Aadnoy, B. S., & Looyeh, R. (2019). Petroleum rock mechanics: drilling operations and well design. Gulf professional publishing.
نشریه علمی ژئومکانیک نفت
دوره 5، شماره 4
بهمن 1401
صفحه 82-90

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار