Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Drilling mud influence on sandstone poroelastic parameters

Knez Dariusz, Rajaoalison Herimitsinjo, Nkunzi Donatille

Journal of Geotechnology and Energy

|

2022

|

Vol. 39, no. 1

5--13

EN

Perhaps the most critical challenge faced during drilling operations is related to the stability of the well. Additionally, drilling mud plays a crucial role in wellbore stability, as one of its main uses is to support the wellbore wall during the drilling operation. However, ignorance of the effects of drilling mud on the mechanical properties of rock formation can also lead to well failure. The stability of the wellbore is also influenced by pore pressure during the drilling process. The analysis of changes in rock poroelastic parameters after drilling mud saturation was found to be useful regarding the abovementioned issues. Therefore, the measurement of the dynamic Young’s modulus, Poisson’s ratio and Biot’s coefficient of sandstone samples was carried out to determine their trends of variations with confining pressure in different conditions such as dry, water and drilling mud filtrate saturation. The findings indicate that both the dynamic Young’s modulus and the Poisson’s ratio of the sandstone rock increased after saturation with water and drilling mud filtrate, while the Biot’s coefficient was reduced. Furthermore, the velocity of the P wave, the dynamic Young’s modulus and the dynamic Poisson’s ratio of the sandstone rock were proportional to the confining pressure, while the Biot’s coefficient were inversely proportional to the confining pressure. The results imply that effective stress calculation can be influenced by changes in poroelastic parameters established from geophysical measurements, and risk management of wellbore stability stability was increased.

2

About some problems related to determination of the e.g. Biot coefficient for rocks

Nowakowski Andrzej, Nurkowski Janusz

Archives of Mining Sciences

|

2021

|

Vol. 66, no. 1

133--150

EN

Use of the poroelasticity theory by Biot in the description of rock behaviour requires the value of the e.g. Biot coefficient α to be determined. The α coefficient is a function of two moduli of compressibility: the modulus of compressibility of the rock skeleton Ks and the effective modulus of compressibility K. These moduli are determined directly on the basis of rock compressibility curves obtained during compression of a rock sample using hydrostatic pressure. There is also a concept suggesting that these compressibility moduli might be determined on the basis of results of the uniaxial compression test using the fact that, in the case of an elastic, homogeneous and isotropic material, the modulus of compressibility of a material is a function of its Young modulus and its Poisson ratio. This work compares the results obtained from determination of the Biot coefficient by means of results of compressibility test and uniaxial compression test. It was shown that the uniaxial compression test results are generally unsuitable to determine the value of the coefficient α. An analysis of values of the determined moduli of compressibility shows that whereas the values of effective moduli of compressibility obtained using both ways may be considered as satisfactorily comparable, values of the relevant rock skeleton moduli of compressibility differ significantly.

3

O granicach stosowalności klasycznych związków Terzaghiego i Biota w mechanice skał

Nowakowski A.

Prace Instytutu Mechaniki Górotworu PAN

|

2015

|

Vol. 17, no. 1-2

55--64

PL

Artykuł poświecony jest granicom stosowalności naprężenia efektywnego do opisu zjawisk zachodzących w izotropowym i jednorodnym ośrodku porowatym, którego przestrzeń porowa wypełniona jest płynem pozostającym pod działaniem ciśnienia porowego. Omówiono w nim sformułowane przez Karla von Terzaghiego i Maurice’a Biota definicje ciśnienia efektywnego, oraz wskazano na ograniczenia w ich stosowaniu w mechanice skał, wynikające zarówno z przyjętych przez autorów założeń, jak i z badań ich następców. W szczególności zwrócono uwagę na zależność postaci prawa ciśnienia efektywnego od fizykochemicznych właściwości skały i płynu porowego, oraz panującego w skale stanu naprężenia.

EN

The article discusses the limits of applicability of the so-called effective stress to describe the phenomena occurring in an isotropic and homogeneous porous medium with the pore space filled with pressurized pore fluid. It talks over formulated by Karl von Terzaghiego and Maurice Biota definitions of effective pressure, and indicates the restrictions on their use in rock mechanics, resulting from both assumptions adopted by the authors, as well as with research resultsof their successors. In particular, the attention was paid to the relationship of a law of effective stress from the rock and pore fluid physico-chemical properties, and the prevailing rock stress state.

4

The law of effective stress for rocks in light of results of laboratory experiments

Nowakowski A.

Archives of Mining Sciences

|

2012

|

Vol. 57, no. 4

1027--1044

EN

This paper presents the results of laboratory tests carried out in order to formulate effective stress law. The law was sought for two different cases: first - when rock was treated as a porous Biot medium (Biot, 1941; Nur & Byerlee, 1971) and second - when the law was formulated according to definition of Robin (1973) developed by Gustkiewicz (1990) and Nowakowski (2007). In the first case coefficents (4) and (5) of the Biot equation (3) were were determined on the basis of compressibility test, in the second one effective pressure equation (9) and effective pressure value (11) were found on the basis of results of so called individual triaxial compression test (see Kovari et al., 1983) according to the methodology given by Nowakowski (2007). On the basis of Biot coefficients set of values was found that volumetric strain of the pore space described by a coefficient (5) was not dependent on the type of pore fluid and the pore pressure of only, while in case of volumetric strain of total rock described by coefficient (4) both the structure and texture of rock were important. The individual triaxial compression test results showed that for tested rock an effective pressure equation was a linear function of pore pressure as (15). The so called Rebinder effect (Rehbinder & Lichtman, 1957) might cause, that the α coefficient in equation (15) could assume values greater than one. This happened particularly in the case when the porous fluid was non-inert carbon dioxide. In case of inert pore fluid like kerosene the test results suggested that the a coefficient in equation (15) decreased while the differential strength limit was increasing. This might be caused by, so called, dillatancy strengthening (see Zoback & Byerlee, 1975). Another considered important parameter of the equation (15) was the value of the effective press p'. The results showed that the value of this parameter was practically independend on the pore fluid type. This conclusion was contrary to previous research (see, for example, Gustkiewicz et al., 2003 and Gustkiewicz, 1990) so these results should be treated with caution. There are no doubts, however, over p' increasing simultaneously with increase in Rσ1-σ3. Basically, the differential strength limit of the specimen is greater the greater is confining pressure applied to it. Thus, higher Rσ1-σ3 values are accompanied by higher p'.

PL

W artykule przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych wykonanych w celu sformułowania prawa naprężeń efektywnych, które prowadzono dla dwóch różnych sposobów formułowania tego prawa. W pierwszym przypadku zakładano, że skała jest ośrodkiem porowatym Biota (Biot, 1941; Nur i Byerlee, 1971), a samo prawo naprężeń efektywnych ma postać (3). W drugim przypadku posługiwano się podejściem zaproponowanym przez Robina (1973), które zostało następnie rozwinięte w Pracowni Odkształceń Skał IMG PAN m.in. przez Gustkiewicza (1990) i Nowakowskiego (2007) i wyznaczano prawo naprężeń efektywnych składające się z dwóch elementów: równania ciśnienia efektywnego (9) oraz wartości ciśnienia efektywnego (11). Podstawą wyznaczania współczynników dla równania Biota (3) były testy ściśliwości próbek skał pozostających w stanie powietrznie suchym oraz nasyconych inertnymi (azot, nafta) bądź sorbującymi (dwutlenek węgla, woda destylowana) płynami porowymi. Na podstawie wyników tych testów wyznaczano moduły ściśliwości badanych skał a następnie wyliczano wartości współczynników Biota wg (4) i (5). Przedmiotem badań były próbki z naprężeń dwóch skał oznaczonych jako piaskowiec 8348 i wapień 9166. Równanie ciśnienie efektywnego (9) oraz wartość ciśnienia efektywnego (11) wyznaczano wg metodyki podanej przez Nowakowskiego (2007) na podstawie wyników testu klasycznego trójosiowego ściskania (ang. „individual test” - por. Kovari i in., 1983) uzyskanych dla próbek skał, w których naprężenie różnicowe osiągnęło wartość różnicowej granicy wytrzymałości Rσ1-σ3. Przedmiotem badań były próbki wycięte ze skały oznaczonej jako piaskowiec „Tumlin”, a jako płynów porowych użyto azotu i nafty (płyny inertne) oraz dwutlenku węgla i wody destylowanej (płyny sorbujące). Z przedstawionych wyników badań nad wartościami współczynników Biota wynika, że rodzaj płynu porowego nie wpływa na wartość wyznaczanego według wzoru (5) współczynnika α2 co oznacza, że deformacja objętościowa tej przestrzeni nie zależy od rodzaju płynu porowego, a jedynie od panującego w niej ciśnienia. W przypadku współczynnika α1 (wzór (4)) określającego wpływ ciśnienia porowego na deformację ośrodka jako całości wyniki wykazują pewną sprzeczność. Wartości α1 uzyskane dla piaskowca gdy płynem porowym jest nieściśliwa ciecz są nieco większe niż gdy jest nim ściśliwy gaz. Z kolei wyniki uzyskane dla opoki wskazują na coś wręcz przeciwnego: stosunkowo duża (większa niż dla piaskowca) wartość α1 dla gazu i wyraźnie mniejsze wartości α1 dla cieczy. Ostatecznie wydaje się, że to, czy wartość współczynnika α1 zależy rodzaju medium porowego jest w dużym stopniu uwarunkowane strukturą i teksturą badanej skały. Dla skał okruchowych o dużej porowatości i dużej swobodzie filtracji płynu porowego rodzaj tego płynu będzie miał prawdopodobnie mniejsze znaczenie natomiast dla skał zwartych o małej porowatości mogą zachodzić duże różnice w wartościach tego współczynnika w zależności od tego czy medium porowym jest ciecz, czy gaz. Wyniki wykonanych testów konwencjonalnego trójosiowego ściskania pozwoliły stwierdzić, że dla badanego piaskowca równanie ciśnienia efektywnego na granicy wytrzymałości jest liniową funkcją ciśnienia porowego pp postaci (15). Zgodnie z tym co pokazali Gustkiewicz i in. (2004) oraz Nowakowski (2005, 2007) jeżeli oddziaływanie płynu porowego na skałę nie jest wyłącznie mechaniczne, to może dojść do sytuacji, w której współczynnik α w równaniu (15) ma wartość większą od 1. Zjawiskiem fizykochemicznym odpowiedzialnym za taką sytuację jest najprawdopodobniej tzw. efekt Rebindera (Rehbinder i Lichtman, 1957), który polega na obniżeniu wytrzymałości skały wskutek adsorpcji gazu porowego, przy czym spadek wytrzymałości jest tym większy, im wyższa jest ilość zasorbowanego gazu (por. także Hołda, 1990). Jeżeli płynem porowym jest CO2 to im wyższa wartość Rσ1-σ3 tym wyższa wartość α, czyli tym silniej manifestuje się wpływ ciśnienia porowego (rys. 6). Przyczyn takiego zjawiska należy prawdopodobnie upatrywać w sposobie pękania badanego materiału. Jak wiadomo różnicowa granica wytrzymałości rośnie ze wzrostem ciśnienia okólnego oraz ze wzrostem różnicy p - pp (Gustkiewicz, 1990). Wzrostowi temu towarzyszy stopniowa zmiana sposobu pękania skały od kruchego pękania do ciągliwego płynięcia. W próbce pękającej krucho wytwarza się zazwyczaj jedna płaszczyzna pęknięcia, wzdłuż której następuje zniszczenie próbki. Natomiast w próbce pękającej w sposób ciągliwy powstaje wiele równoległych do siebie płaszczyzn zniszczenia. Oznacza to, że sumaryczna powierzchnia nowych spękań powstających podczas zniszczenia ciągliwego jest prawdopodobnie znacznie większa niż podczas kruchego pęknięcia. Jeśli w trakcie eksperymentu spełnione są warunki (6) to pęknięcia te zostają wypełnione pozostającym pod stałym ciśnieniem gazem porowym, a to z kolei oznacza wzrost powierzchni fizykochemicznie czynnej, na której mogą zachodzić procesy sorpcyjne. A zatem i wpływ efektów sorpcyjnych powinien się okazać dla wyższych wartości Rσ1-σ3 znacząco większy. W przypadku, gdy płynem porowym była inertna ciecz (nafta) pokazane na rys. 6 wyniki badań sugerują, że wartość współczynnika α maleje ze wzrostem Rσ1-σ3. Przyczyną może tu być tzw. Wzmocnienie dylatancyjne (por. Zoback i Byerlee, 1975). W tym przypadku polega ono na tym, że gdy próbka skalna osiąga swoja granicę wytrzymałości zaczynają się w niej rozwijać nowe spękania, czego konsekwencją jest wzrost objętości przestrzeni porowej wywołujący spadek ciśnienia porowego. Jeżeli spadek ten nie zostanie wyrównany przez filtrującą z zewnątrz ciecz to rzeczywista wartość ciśnienia porowego będzie niższa niż zakładana. Z punktu widzenia prawa ciśnienia efektywnego oznacza to, że wpływ ciśnienia porowego na wartość Rσ1-σ3. ulegnie zmniejszeniu, co powinno dać α < 1. Drugim istotnym parametrem równania (15) jest tzw. wartość ciśnienia efektywnego p'. W rozważanych eksperymentach wielkość tę należy traktować jako pewne zastępcze ciśnienie okólne, które - zastosowane do skały dla pp = 0 - da w efekcie taka samą wartość Rσ1-σ3 jak para niezerowych ciśnień p i pp spełniających równanie (15). Pokazane na rys. 7 zależności sugerują, że wartość wielkości p' praktycznie nie zależy od rodzaju płynu porowego. Innymi słowy: jeśli pp = 0 to Rσ1-σ3 = const. dla danej wartości p' niezależnie od tego, czym wypełniona jest przestrzeń porowa skały. Wartości p' rosną natomiast ze wzrostem Rσ1-σ3 gdyż różnicowa granica wytrzymałości próbki jest tym wyższa im wyższe jest obciążające próbkę ciśnienie okólne. Jest zatem naturalne, że wyższym wartościom Rσ1-σ3 towarzyszą wyższe wartości p'.