The influence of rock heterogeneity on the stability of the well wall

• Autorzy: Orujov Yusif A. , Abbasov Sakit H. , Abasova Sevinc M.

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2024.09.04

Warianty tytułu

PL

Wpływ niejednorodności skał na stabilność ściany odwiertu

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

One of the complications that arise while drilling wells is hydraulic fracturing. Hydraulic fracturing pressure is the pressure at which the integrity of the rock in the walls of the well is compromised, leading to the formation of artificial cracks. Various authors have proposed formulas to determine the hydraulic fracturing pressure Phf in the absence of actual data. Рhf = 0.87 Рrock Рhf = 0.85 (Рrock – Рres) + Рres Phf = [μ/(1 – μ)] (Рrock – Рres) + Рres Рhf = [2μ/(1 – μ)] Рrock where: μ – Poisson's ratio, which takes values of 0.25–0.4 for dense clay, 0.33–0.4 for clay with sandstone interlayers, 0.1–0.2 for shales, 0.3–0.35 for sandstone, 0.28–0.33 for limestone; Рrock, Рres – rock and reservoir pressure, respectively. This study examines the problem of determining hydraulic fracturing pressure taking into account the heterogeneity of rocks. The work can be roughly divided into two parts. In the first part, the physical properties of porous bodies in contact with fluids are studied, treating them as a two-phase medium. When a porous body comes into contact with fluids, the fluids penetrate into them, transforming them into a two-phase medium. The term “fluids” refers to both liquids and gases, with real liquids considered incompressible and gases highly compressible. The remaining part of the porous body, excluding the pores, is called the skeleton. Pores in porous bodies are connected through capillary tubes. In the second part, the influence of the magnetic field and rock heterogeneity on the stability of the well wall is studied. Formulas are derived to determine hydraulic fracturing pressure, depending on the mechanical properties of the rocks and the reservoir pressure. Based on the theory of destruction, the critical value of excess pressure (or hydraulic fracturing pressure) is determined, which is necessary to ensure the safety of drilling oil and gas wells. The machines used in drilling operations in the oil and gas industry must be easy to operate, reliable, and capable of long-time use. When designing such machines, considerations such as being lightweight, economical, and quick and inexpensive to prepare should be taken into account from the outset.

PL

Jednym z problemów występujących podczas wykonywania odwiertów jest szczelinowanie hydrauliczne. Ciśnienie szczelinowania hydraulicznego to ciśnienie, przy którym dochodzi do naruszenia integralności skał w ścianach odwiertu, co prowadzi do powstawania sztucznych szczelin. Istnieje kilka wzorów opracowanych przez różnych autorów, pozwalających określić ciśnienie szczelinowania hydraulicznego Phf w przypadku braku rzeczywistych danych. Рhf = 0,87 Рrock Рhf = 0,85 (Рrock – Рres) + Рres Phf = [μ/(1 – μ)] (Рrock – Рres) + Рres Рhf = [2μ/(1 – μ)] Рrock gdzie: μ – współczynnik Poissona, który przyjmuje wartości od 0,25 do 0,4 dla iłowców, od 0,33 do 0,4 dla iłowców z przewarstwieniami piaskowca, od 0,1 do 0,2 dla łupków, od 0,3 do 0,35 dla piaskowców, od 0,28 do 0,33 dla wapieni; Рrock, Рres – odpowiednio ciśnienie w skale i ciśnienie złoża. Niniejsze badania dotyczą problemu określenia ciśnienia szczelinowania hydraulicznego z uwzględnieniem heterogeniczności skał. Praca ta dzieli się zasadniczo na dwie części. W ramach pierwszej części przebadane zostały właściwości fizyczne ciał porowatych w kontakcie z cieczami, traktując je jako ośrodek dwufazowy. Gdy ciało porowate styka się z cieczami, te przenikają one do niego, przekształcając je w ośrodek dwufazowy. Termin „ciecze” odnosi się zarówno do cieczy, jak i gazów, przy czym rzeczywiste ciecze są uznawane za nieściśliwe, a gazy za wysoce ściśliwe. Pozostała część ciała porowatego, z wyjątkiem porów, nazywana jest szkieletem. Pory w ośrodkach porowatych są połączone przez kapilary. W ramach drugiej części analizowany był wpływ pola magnetycznego oraz heterogeniczności skał na stabilność ścian odwiertu. Opracowano wzory na określenie ciśnienia szczelinowania hydraulicznego, zależnie od właściwości mechanicznych skał oraz ciśnienia złożowego. Na podstawie teorii zniszczeń określono krytyczną wartość nadciśnienia (lub ciśnienia szczelinowania hydraulicznego), co jest niezbędne do zapewnienia bezpieczeństwa podczas wykonywania odwiertów naftowych i gazowych. Maszyny stosowane w operacjach wiertniczych w przemyśle naftowym i gazowym muszą być łatwe w obsłudze, niezawodne i przystosowane do długotrwałej eksploatacji. Projektując takie maszyny należy od samego początku brać pod uwagę takie aspekty jak niska waga, ekonomiczność, a także możliwość ich szybkiego i niskonakładowego przygotowania do pracy.

Słowa kluczowe

EN

heterogeneity; reduced value; pores; physical properties; well walls; failure condition; critical value; hydrostatic pressure

PL

heterogeniczność; wartość zredukowana; pory; właściwości fizyczne; ściany odwiertu; stan zniszczenia; wartość krytyczna; ciśnienie hydrostatyczne

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2024
• Tom: R. 80, nr 9
• Strony: 566--570
• Opis fizyczny: Bibliogr. 11 poz., rys.

Twórcy

autor

Orujov Yusif A.

• Azerbaijan State Oil and Industry University

autor

Abbasov Sakit H.

• Azerbaijan State Oil and Industry University

autor

Abasova Sevinc M.

• Azerbaijan State Oil and Industry University

Bibliografia

• Al-Ajmi A.M., Zimmerman R.W., 2005. Relation between the Mogi and the Coulomb failure criteria. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 42(3): 431–439. DOI: 10.1016/j.ijrmms.2004.11.004.
• Aslannezhad M., Manshad A.K., Jalalifar H., 2015. Determination of a safe mud window and analysis of wellbore stability to minimize drilling challenges and non-productive time. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 6(3). DOI: 10.1007/s13202-015-0198-2. 493-503.
• Bonar A.S., 2016. Drilling Well Problems, 1–39 . Fjaer E., Holt R., Horsrud P., Raaen A., Risnes R., 2008. Petroleum related rock mechanics. 2nd Edition. Elsevier, 53: 1–491.
• Gere, J.M., Goodno, B.J., 2011. Mechanics of materials, Brief SI Edition. Cengage Learning, 1–644.
• Habibov I.A., Abasova S.M., Sadigova T.Y., 2022. Assessment of the effect of ferromagnetic liquids on oil recovery of bituminous sands.
• Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 3(6(117): 42–52. DOI: 10.15587/1729-4061.2022.257104.
• Horsrud P. 2001. Estimating mechanical properties of shale from empirical correlations. SPE Drilling and Completion, 16(2):68–73. DOI: 10.2118/56017-PA.
• Kheyrabadi Q., Orujov Y.A., 2024. The influence of rock heterogeneity on stability well walls. International Journal of Humanities and Natural Sciences, 7–2(94): 167–174. DOI:10.24412/2500-1000-2024-7-2-167-174.
• Salem A.M., 2016. Innovative Drilling Fluid Design Using Nano Materials. 8th Mediterranean Offshore Conference & Exhibition, Egypt, 1–20.
• Salem A.M., Nooh A., 2014. Reduction of Formation Damage and Fluid Loss using Nano-sized Silica Drilling Fluids. Petroleum Technology Development Journal, 2: 75–88.
• Zhang L., Cao P., Radha K.C., 2010. Evaluation of rock strength criteria for wellbore stability analysis. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 47(8): 1304–1316. DOI:10.1016/j.ijrmms.2010.09.001.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa nr POPUL/SP/0154/2024/02 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki II" - moduł: Popularyzacja nauki (2025).