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[en] THERMOMECHANICAL MODELING OF ANNULAR PRESSURE BUILD UP IN SALT FORMATIONS / [pt] MODELAGEM TERMO-MECÂNICA DO CRESCIMENTO DE PRESSÃO EM ANULARES CONFINADOS, FRENTE A FORMAÇÕES SALINASLUIZ FELIPPE MEDEIROS DE ALMEIDA 06 July 2017 (has links)
[pt] Este trabalho apresenta uma modelagem numérica termo-mecânica para investigação da influência da presença da rocha salina no acréscimo de pressão em anulares confinados (APB). O fenômeno de APB é resultado da expansão térmica do fluido de perfuração trapeado nos anulares do poço, induzida pelo aquecimento gerado pela produção de hidrocarbonetos em temperatura superior ao restante do poço. Os evaporitos são formações que possuem um comportamento mecânico viscoelástico, apresentando deformação contínua a partir de uma tensão constante, processo conhecido como fluência. Este comportamento do sal não é atualmente considerado pelos simuladores utilizados pela indústria do petróleo durante o projeto de poços, no que tange dimensionamento para esta carga de pressão proveniente do APB. O objetivo deste trabalho é alcançado pelo desenvolvimento uma metodologia de cálculo do fenômeno de APB frente a formações salinas, através de um modelo numérico construído no software ABAQUS, utilizando o método dos elementos finitos. Diversas simulações foram realizadas com
configurações distintas de litologia, temperatura e fluidos de perfuração, para analisar a influência do comportamento viscoelástico da rocha salina no crescimento de pressão em anulares confinados. Após análise de resultados obtidos, se concluiu que a rocha salina pode agir como aliviador da pressão gerada pela expansão térmica do fluido de perfuração confinado nos anulares do poço. As tensões geradas pelo APB levam a deformações de fluência que aumentam o diâmetro do poço e consequentemente o volume
anular, acomodando parte do acréscimo de pressão gerado. / [en] This dissertation presents a thermo-mechanical numerical modeling to investigate the influence of the presence of salt rock on annular pressure build-up (APB). The APB phenomenon is a result of thermal expansion of confined drilling fluid in the well annulus, induced by heat generated by the production of hydrocarbons at temperatures above the remainder of the well. The evaporite formations have a viscoelastic mechanical behavior, with continuous deformation at constant stress, known as creep. This salt
behavior is not currently considered by simulators used by the oil industry for the design of wells, with respect to this pressure load from APB. The objective is achieved by developing a methodology for calculating the APB effect for wells with saline formations, using a numerical model built in ABAQUS software, using the finite element method. Several simulations were performed with different configurations of lithology, temperature and drilling fluids, to analyze the influence of the viscoelastic behavior of the salt rock on pressure growth in confined annuli. After analyzing the results, it was concluded that the rock salt may act as a relief for the pressure generated by thermal expansion of the confined drilling fluid in the well annulus. The stresses generated by the APB lead to creep strains that increase the well diameter and consequently the annular volume, accommodating part of the generated pressure increase.
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[pt] EFEITO DA FLUÊNCIA DO SAL NO CRESCIMENTO DE PRESSÃO EM ANULAR CONFINADO DE POÇOS DE PRÉ-SAL / [en] SALT CREEP EFFECT ON THE ANNULAR PRESSURE BUILD UP IN SUBSALT WELLSHERNAN EDUARDO EISENHARDT PEREZ 01 February 2016 (has links)
[pt] Este trabalho apresenta o crescimento de pressão no anular causado pela
fluência do sal e relaciona com o cálculo deste fenômeno quanto ao efeito
térmico, que é normalmente conhecido por APB (annular pressure build-up). Este
fenômeno não é modelado em softwares comerciais e deve ser considerado em
poços de pré-sal. O cálculo de APB considera três mecanismos geradores de
pressão no anular: expansão térmica do fluido do anular, expansão do tubing e
influxo e efluxo do fluido confinado no anular. Mudanças no volume do anular,
causados pela fluência do sal, podem ser tratadas como um quarto mecanismo,
equivalente ao influxo de fluido no cálculo do APB. O cálculo deste fenômeno
pode ser incorporado a um modelo de cálculo acoplado ( multistring casing
design ) através da programação do APB causado pelo efeito de expansão térmica
dos fluidos confinados e o APB causado pela fluência do sal. Para isso é
necessário adotar um modelo constitutivo para descrever o comportamento de
fluência desta rocha em função do estado de tensão, perfil de temperatura, tipo de
sal, tempo decorrido, energia de ativação e outros fatores. Os efeitos de APB
devido à fluência do sal podem ser mais pronunciados quando a sapata do
revestimento é assentada em um intervalo de sal com elevado gradiente de
sobrecarga e elevado gradiente geotérmico. Não considerar o efeito da fluência do
sal no crescimento de pressão do anular (APB) pode causar um dimensionamento
inadequado de revestimento ou packoff e levar a perda da integridade do poço. / [en] This paper presents the annular pressure build-up caused by salt creep and
link to current calculation of this phenomenon due to thermal effect, which is
commonly known as APB. This phenomenon is not currently modeled on
commercial software and should be considered in subsalt wells. The calculation of
APB considers three generator mechanisms: thermal expansion of annular fluid,
influx or efflux and tubing buckling. Changes in the annular volume, caused by
salt creep, may be treated as a fourth mechanism, equivalent to the influx in
current calculation of APB. The calculation of this phenomenon can be
incorporated into a multistring casing design model by programming the thermal
expansion effect and the APB caused by salt creep. This requires adopting a
constitutive model to describe the creep behavior of rock for differential stress,
temperature profile, salt type, salt thermal activation and other factors. When the
casing shoe is seated in deep salt sections with high overburden gradient and high
temperature from the produced hydrocarbons, effects of APB due to salt creep and
thermal effects may be more pronounced. Not considering the salt creep effect in
the annular pressure build-up (APB) can lead to inadequate casing design and
possible loss of well integrity.
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