1 |
[en] GEOMECHANICAL EVALUATION OF RUBBLE-ZONES BELOW SALT ROCKS / [pt] AVALIAÇÃO GEOMECÂNICA DE ZONAS DE INSTABILIDADE DURANTE A PERFURAÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO ABAIXO DE ROCHAS EVAPORÍTICASTHIAGO FREITAS LOPES CONCEICAO 22 February 2019 (has links)
[pt] Com o aumento do preço do barril de petróleo nos anos 2000 e acrescente demanda por essa commoditie, tornou-se mais atrativa a exploração de petróleo em águas profundas, favorecendo oportunidades em
plays subsal e pré-sal em diversas áreas do mundo. Como consequência desta tendência, os desafios da indústria de petróleo se tornaram cada vez maiores. Um dos desafios na perfuração de poços em evaporitos é minimizar a fluência deste tipo de rocha, a qual pode fechar o poço ou colapsar um revestimento ao longo do tempo. Além disso, cenários geológicos com presença de estruturas de sal podem ocasionar problemas de instabilidade mecânica, também, durante a perfuração de poços nas rochas
adjacentes ao sal. Os principais problemas associados a esse cenário são causados pela mudança em magnitude e a rotação das tensões principais em torno dessas estruturas salinas, principalmente nas interfaces entre o sal e as rochas adjacentes, coloquialmente denominada de rubble zones. O presente trabalho propõe uma avaliação geomecânica do estado de tensões em região subsal onde foi constatada a instabilidade mecânica durante a perfuração de um poço. Essa avaliação foi feita a partir de simulações numéricas do estado plano de deformação de uma seção geológica 2D da área, onde foi imposto um comportamento viscoplástico para os evaporitos; e elastoplástico com critérios de plasticidade CamClay e MohrCoulomb para região abaixo do sal. Como resultado serão discutidas as trajetórias de tensão obtidas na simulação com os dois tipos de materiais elastoplásticos, evidenciando uma abordagem metodológica para subsidiar a previsão da janela de estabilidade de poços em regiões com estruturas de sal alóctone, uma vez que as tensões in situ nessas regiões se encontram significativamente alteradas, sendo impossível predizer com acurácia a magnitude dessas tensões a partir de modelos analíticos convencionais. Uma melhor previsão das tensões in situ se traduz em uma melhor previsão da janela operacional, com consequente diminuição os riscos operacionais e melhoria na segurança e economicidade dos projetos de poços. / [en] The rise in the price of a barrel of oil in the 2000s and the increasing demand for this commodity, deepwater oil exploration became more attractive, favoring opportunities in subsalt and pre-salt plays in several areas of the world. As a consequence of this trend, the challenges of the oil industry have become ever greater. One of the challenges in drilling wells in evaporites is to minimize the creep to avoid the well collapse. In addition geological scenarios with the presence of salt structures can cause problems
of mechanical instability also during drilling of wells in the rocks adjacent to the salt. The main problems associated with this scenario are caused by the change in magnitude and the rotation of the principal stresses around these salt structures, mainly at the interfaces between the salt and the adjacent rocks, colloquially called rubble zones. The present work proposes a geomechanical evaluation of the state of stresses in subsal region where the mechanical instability was verified during the drilling of a well. This
evaluation was made from numerical simulations of the plane deformation state of a 2D geological section of the area, where a viscoplastic behavior was imposed for the evaporites; and elastoplastic with Cam-Clay and Mohr- Coulomb plasticity criteria for the region below the salt. As a result, we will discuss the voltage trajectories obtained in the simulation with the two types of elastoplastic materials, evidencing a methodological approach to subsidize the prediction of the well stability window in regions with allochthonous salt structures, since the stresses in situ in these regions are significantly altered and it is impossible to accurately predict the magnitude of these voltages from conventional analytical models. Better prediction of in-situ stresses translates into better forecasting of the operating window, thereby
reducing operational risks and improving the safety and cost-effectiveness of well designs.
|
2 |
[en] GEOMECHANICAL ANALYSIS OF PRE-SALT CARBONATES IN THE SANTOS BASIN / [pt] ANÁLISE GEOMECÂNICA DOS CARBONATOS DO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOSCRISTIANE FERNANDES DA SILVA 14 June 2017 (has links)
[pt] As descobertas no pré-sal estão entre as mais importantes no setor de óleo e gás em todo o mundo na última década. As operações de perfuração na área do pré-sal brasileiro são complexas e desafiadoras em função de fatores como águas ultra profundas, efeito do creep na seção evaporítica (fluência do sal), geologia estrutural complexa, presença de cavernas e poros de diferentes tamanhos geradores de perda de circulação. Estima-se que os custos associados à instabilidade de poços representem cerca de 5 a 10 por cento dos custos de perfuração nas fases de exploração e produção, implicando, a nível mundial, custos de centenas de milhões de dólares por ano. No presente estudo, foi desenvolvido um modelo de estabilidade de poços na área do pré-sal brasileiro utilizando-se correlações analíticas para a obtenção da janela operacional de perfuração. A janela operacional auxilia na otimização do peso de fluido que deverá ser utilizado na perfuração e é definida por um limite inferior (pressão de poros ou de colapso) e por um limite superior (gradiente de fratura). Para a construção do modelo geomecânico, foram considerados perfis de oito poços de correlação, medições diretas de pressão, provas de integridade de formação, temperatura das formações e dados públicos do world stress map. Foram realizadas análises de sensibilidade de três parâmetros para lidar com as suas respectivas incertezas e estimar suas variações: resistência uniaxial não confinada (UCS), do coeficiente de Biot e magnitude da tensão horizontal máxima (SHmax). Os resultados do estudo indicam que o gradiente de sobrecarga na profundidade dos carbonatos da área estudada (5000 até 6140m – profundidade vertical (TVD)) variaram de 13,6 a 14,3ppg (lb/gal). A análise de pressão de poros (PP) indicou que na região existem dois cenários envolvendo esse parâmetro: uma área com pressão de poros levemente alta (9,2ppg) e em outra que apresenta pressão de poros anormalmente pressurizada (13,0ppg). A análise dos resultados das provas de integridade de formação (Leak-offs tests – LOTs) possibilitou a estimativa da Razão de Tensão Horizontal Efetiva mínima (ESRmin) como sendo uma constante de 0,65 no trecho dos carbonatos e, com isso, estimou-se a tensão horizontal mínima em 12,4ppg para a região com pressão de poros levemente alta e 13,8ppg para a região de alta pressão. Os valores médios de resistência de rocha foram de 43MPa e foram comparados resultados de ensaios de resistência de uma rocha análoga ao pré-sal. A direção das tensões horizontais máximas foi estimada em cerca de 95NE e a magnitude foi estimada através do polígono de tensões, onde considerou-se diferentes cenários nos quais envolveram a variação de UCS, coeficiente de Biot e abertura de breakout. Os resultados de SHmax encontrados foram utilizados para a estimativa da Razão de Tensão Horizontal Efetiva máxima (ESRmax) que variou entre 0,95 e 1,8 em função dos cenários avaliados e, com isso, concluiu-se que o campo de falhamento na área estudada estaria entre o normal e o transcorrente. Estimou-se que a janela operacional nos carbonatos na região com PP levemente pressurizada apresenta como limite inferior valores entre 10,5 e 11,1ppg e como limite superior 12,3 a 12,6ppg. Já na região com PP anormalmente pressurizada a janela operacional para a fase dos carbonatos compreende valores entre 13,3 a 13,8ppg. A presente pesquisa apresenta também as discussões relativas às incertezas associadas à ausência de dados e o modelo constitutivo adotado. / [en] The discoveries in the pre-salt are one of the most important ones in the oil and gas industry around the world in the last decade. Drilling operations in the Brazilian pre-salt area are complex and challenging due to factors such as ultra-deep water, effect of creep in evaporite section, complex geological structure, presence of caves and vugs generating total circulation losses etc. It is estimated that the costs associated with wellbore instability problems represent about 5 to 10 percent of the drilling costs in the stages of exploration and production, generating costs around hundreds of millions of dollars a year. In this study, a wellbore stability model was built of the pre-salt area using analytical correlations to obtain a mud window. The operational window assists in optimizing the fluid weight to be used in drilling and is defined by a lower limit (pore or collapse pressure) and an upper limit (fracture gradient). In order to build the geomechanical model, eight offset well with log data, direct pressure measurements, formation integrity tests, formation temperature, and data from the world stress map were used. Sensitivity analyzes were made from uniaxial unconfined strength (UCS), Biot coefficient and magnitude of the maximum horizontal stress to evaluate model s uncertainties and estimate its variations. The geomechanical model indicates that the overburden in the carbonates of the studied area (5000 until 6140m – True Vertical Depth (TVD)) ranges from 13,6 to 14,3ppg (lb/gal). Pore pressure indicates two different behavior, presenting slightly over-pressurized (around 9,2ppg) and over-pressurized in another area (13,0ppg). The results of the formation integrity test (Leak-off tests, LOTs) were used to estimate the minimum effective stress ratio (ESRmin), a constant value around 0,65 with a minimum horizontal stress equal to 12,4ppg in the slightly overpressured zone and 13,8ppg in overpressure zone. The average values of uniaxial compressive strength (UCS) were 43MPa. The azimuth of maximum horizontal stress was estimated to be around 95NE obtained from World Stress Map. The effective maximum horizontal stress ratio (ESRmax) is ranging between 0,95 and 1,8 according to the presented scenarios and it can be concluded that the faulting stress regime is between normal and strike slip. It is estimated due to the slightly over pressured PP that the operational windows on the carbonates have as lower limits values from 10,5 to 11,1ppg and as higher limits values from 12,3 to 12,6ppg. In the area with PP abnormally pressurized the operational window to the carbonates phase is between 13,3 to 13,8ppg. The present research also discusses the uncertainties associated to the absence of available data and the constitutive models used.
|
3 |
[en] WELLBORE STABILITY ANALYSIS IN ANISOTROPIC FORMATIONS / [pt] ANÁLISE DE ESTABILIDADE DE POÇOS EM FORMAÇÕES ANISOTRÓPICASDILIA ISABEL LOPEZ GAMERO 27 March 2018 (has links)
[pt] Os problemas de instabilidade de poços durante a perfuração, têm sido um tema de estudo e de interesse muito relevante na indústria, devido às consequências com as quais estão relacionados, por exemplo, o tempo perdido na operação e o consequente aumento de custo do projeto. Nos estudos de análise de estabilidade, com intuito de otimizar a perfuração do poço, normalmente eram assumidas propriedades isotrópicas do meio. Com o desenvolvimento da indústria do petróleo e as novas fronteiras exploratórias, faz-se necessário um estudo mais realista e aprofundado de estabilidade de poços. Este trabalho teve como objetivo a otimização da janela operacional, esta que por sua vez define os limites admissíveis de peso do fluido de perfuração, para que se mantenha a estabilidade do poço. Desta forma, foi desenvolvido um estudo numérico da distribuição de tensões e uma análise analítica para a verificação de falha ao redor do poço, no qual são consideradas as propriedades elásticas anisotrópicas além de critérios de falha na rocha intacta e no plano de fraqueza. Os softwares ABAQUS e MATLAB foram utilizados para a realização dos cálculos necessários no estudo. Os resultados das avaliações realizadas, mostram que a consideração da anisotropia (e de características do meio, como planos de fraqueza) é necessária em estudos deste tipo, pois dependendo do conjunto de propriedades analisadas, estas mostraram que a anisotropia possui um efeito significativo sobre os limites da janela operacional. / [en] Wells stability problems during drilling processes have been a subject of study and interest in the oil and gas industry due to its consequences, such as nonproductive times (NPTs), formation damage, Wells integrity and economic impacts. Isotropic properties in the formation usually had been assumed, however, it is necessary to define more realistic models to represent well stability. In this research, a numerical stress distribution and an analytical analysis have been proposed in order to calculate rock failure around the wellbore and optimize operative mud window, considering anisotropic elastic properties and failure
criteria in the intact rock and in the plane of weakness. ABAQUS and MATLAB software were used to represent and solve the numerical-analytical model. The results presented in the assessment proved that the anisotropy consideration (including characteristics of the formation that can induce anisotropy, as plane of weakness) is necessary to be taken in count in this type of investigation because depending of the set of analyzed properties, the range of the operating mud weight window could significantly change.
|
4 |
[en] EXPERIMENTAL EVALUATION OF TRANSPORT PARAMETERS IN SHALES / [pt] AVALIAÇÃO EXPERIMENTAL DOS PARÂMETROS DE TRANSPORTE EM FOLHELHOSVICTOR MANUEL ARESTEGUI MELENDEZ 25 January 2011 (has links)
[pt] Grande parte dos problemas de instabilidade de poços de petróleo ocorre
quando rochas argilosas, como os folhelhos, são perfuradas. Tais problemas são
creditados, em geral, à interação físico-química entre os fluidos de perfuração e
as referidas rochas. Esta dissertação se foca no estudo experimental do
comportamento de folhelhos expostos a diferentes soluções salinas, que
simulam os fluidos de perfuração a base de água. O objetivo é estimar os
parâmetros de transporte de massa (permeabilidade absoluta, coeficiente de
reflexão e difusão) necessários para as análises de estabilidade de poços. São
utilizadas um conjunto de células de difusão capazes de simular as condições de
tensões in-situ e aplicar gradientes hidráulicos e químicos a corpos de prova de
folhelhos. Foram caracterizados dois tipos de folhelhos típicos de plataformas
offshore (BC-01) e onshore (Pierre01) provenientes, respectivamente, da
Bacia de Campos (Rio de Janeiro, Brasil) e de Salt Lake City (Utah, Estados
Unidos). Ensaios de porosimetria indicam que o folhelho BC-01 apresenta
maiores diâmetros de poros quando comparados com o folhelho Pierre01.
Resultados dos ensaios nas células de difusão sugerem que a direção dos planos
de acamamento presentes nos corpos de prova afetam a permeabilidade e, por
conseguinte, o coeficiente de reflexão que o folhelho possui. Os resultados
sugerem que a composição mineralógica não tem influencia nos parâmetros de
transporte de massa. / [en] The majority of the problems related to wellbore stability occur when
argillaceous rocks, such as shales, are drilled. Such problems are believed, in
general, to be caused by the physical-chemical interaction between drilling
fluids and the referred rocks. This dissertation focuses on the experimental
study of the behavior of shales exposed to different saline solutions, which
simulated water-based drilling fluids. The objective is to estimate the mass
transporting parameters (absolute permeability, reflection coefficient and
diffusion) necessary for the analysis of well stability. Groups of diffusion cells
are used, being capable of simulating in-situ stress conditions and apply
hydraulic gradients and chemicals upon shale samples. Two types of shales
were characterized; representative of offshore (BC-01) and onshore (Pierre01)
platforms derived, respectively, from Bacia de Campos (Rio de Janeiro, Brazil)
and Salt Lake City, Utah, United States. Porosimetry tests indicate that BC-01
shales present larger pore diameters when comparing with Pierre01 Shales.
Experimental results from diffusion cells suggest that the direction of foliation
planes present in the samples defines its permeability and, therefore the
coefficient of reflection that the shales possess. The results suggest that mineral
composition does not influence the mass transporting parameters.
|
5 |
[pt] INFLUÊNCIA DA VARIAÇÃO DA PERMEABILIDADE NA ESTABILIDADE DE POÇOS DE PETRÓLEO / [en] THE INFLUENCE OF PERMEABILITY CHANGES ON WELLBORE STABILITYEWERTON MOREIRA PIMENTEL DE ARAUJO 11 July 2002 (has links)
[pt] O fator fundamental que leva um poço de petróleo ao colapso
é o processo transiente de elevação da pressão de poros ao
seu redor, devido à penetração da lama de perfuração no
interior da formação. Entre as propriedades da rocha, a
permeabilidade é responsável pela determinação da
velocidade de penetração, bem como da profundidade atingida.
Quando são perfurados folhelhos, rochas de baixa
permeabilidade, uma região de dano mecânico se desenvolve
ao redor do poço. Esta região é caracterizada pela
alteração das propriedades mecânicas e hidráulicas da
rocha. O material aumenta de volume acompanhado do
surgimento de fissuras, como resultado do descarregamento e
subsequente carregamento desviador. Este comportamento do
material foi representado neste trabalho através de um
modelo de plasticidade não-associada. Este trabalho discute
a influência das tensões e da escavação sobre a
permeabilidade das rochas, testando a aplicabilidade de
duas relações de permeabilidade ao problema da perfuração
de poços de petróleo. Estas relações foram implementadas
num simulador numérico baseado no método dos elementos
finitos, capaz de modelar o processo acoplado de fluxo
monofásico através de um meio poroso deformável.
Os resultados obtidos mostram que a consideração da
permeabilidade da região circunvizinha às paredes do poço
como constante, durante e após a perfuração, é uma
simplificação que pode levar a erros significativos. As
relações de permeabilidade adotadas, embora ainda
necessitem de comprovação experimental ou de campo,
contribuirão para o melhor entendimento do estudo da
estabilidade de poços. / [en] The underlying factor that leads the wellbore collapse is
the porepressure transient process of elevation around the
wellbore due to the penetration of the drilling mud. Among
the rock properties, the permeability is responsible for
determining penetration speed, as well as the reached depth.
When drilling shales, wich are rocks of low permeability, a
zone of mechanical damage is developed around of the
wellbore. This zone is characterized by the alteration of
the mechanical and hydraulic rock properties. There is a
material volume increase, accompanied by microcracking, as
a result of the unloading and subsequent deviatoric
stresses. This behavior of the material was represented in
this work by a model of non-associated plasticity.
Here is discussed the stresses and excavation influence on
rock permeability, by testing the application of two
permeability relationships to drilling problem. These
relationships were implemented in a numeric simulator
finite element based, wich can model the coupled process of
the single-phase flow through porous media.The obtained
results show that the consideration of constant
permeability on zone close to the wellbore as constant,
during and after the drilling, is a simplification that can
lead to significant mistakes. The permeability
relationships adopted, although still need experimental or
field validation, will contribute to a best understanding
of the study of the wellbores stability.
|
6 |
[en] GEOMECHANICAL MODEL APPLIED TO THE STABILITY ANALYSIS OF WELLS WITH ENPHASIS ON SHALES / [pt] MODELO GEOMECÂNICO APLICADO À ANÁLISE DE ESTABILIDADE DE POÇOS COM ÊNFASE EM FOLHELHOSSANDRA MILENA ROSERO ARGOTE 02 August 2013 (has links)
[pt] Frente à crescente complexidade dos cenarios de exploração de petróleo, as análises de estabilidade convencionais tornam-se insuficientes para determinar as condições reais dos poços. Assim, ciente destas limitações, a indústria do petróleo vem aplicando com mais frequência novos métodos como o modelo geomecânico denominado Mechanical Earth Model (MEM), pois permite gerar uma previsão da estabilidade do poço e ajuda a reduzir os riscos de perfuração. Neste sentido, o presente trabalho apresenta uma metodologia para estimar as condições da estabilidade de poços com ênfase nas formações de folhelhos, através da identificação e análise de problemas e eventos que revelem sinais de instabilidade geomecânica levantados nos dados de perfuração disponíveis. Boletins diários de perfuração e perfis elétricos de poços são as fontes de dados para análise de problemas de estabilidade que são os responsáveis pela maior parte dos tempos não produtivos, e consequentemente, de custos extras de perfuração. Por tanto, o estudo e o entendimento destes problemas contribuirá para a otimização do processo de perfuração, melhorando assim as práticas ou mitigando os efeitos severos das anormalidades. / [en] Facing the increasing complexity of scenarios for oil exploration, the conventional stability analysis became insufficient to determine the actual condition of the wells. Aware of these limitations, the oil industry has been applying new methods such as the geomechanical model named Mechanical Earth Model – MEM, which has been applied on the prediction of wellbore stability and drilling risks mitigation. In this sense, this work presents a methodology for estimating the wellbore stability conditions of wells with special emphasis on shale formations, through the identification and assessment of events which indicate geomechanical instability during drilling. These data are available from daily drilling reports and electric logs. Well Stability problems are responsible for most non-productive time, and consequently, the extra drilling costs. Therefore, the study and understanding of these problems contribute to the drilling optimization, thus improving the practices or mitigating the effects of severe abnormalities.
|
7 |
[pt] INTERAÇÃO FLUIDOS SINTÉTICOS BASE-ÓLEO E BASE-ÁGUA E FOLHELHOS / [en] SHALE-SYNTHETICS OIL AND WATER FLUIDS INTERACTIONCYNTIA SIQUEIRA MUNIZ 02 January 2006 (has links)
[pt] Este trabalho desenvolve uma metodologia para obter
experimentalmente a pressão capilar de diferentes fluidos
em contato com folhelhos, comparando-a com valores obtidos
analiticamente a partir da caracterização dos fluidos e
dos folhelhos individualmente. Foram realizados ensaios
numa célula de difusão a qual permite simular as condições
de pressão aplicadas no campo, avaliar a interação físico-
química entre fluidos e rochas, além de determinar os
parâmetros de transporte de massa devido a gradientes
químicos e hidráulicos. Verifica-se que os valores de
pressão capilar obtidos diretamente na célula de difusão
são inferiores aos obtidos a partir da equação de pressão
capilar utilizando a tensão interfacial, o ângulo de
contato e o raio de poros do folhelho. Desta forma,
conclui-se que caso seja realizada uma análise de
estabilidade considerando a pressão capilar do fluido,
este parâmetro deve ser determinado experimentalmente na
célula de difusão. Caso contrário, valores superestimados
poderão ser encontrados. / [en] A methodology was developed to experimentally obtain the
capillary pressure of different fluids in contact with
shales and compare these values with analytical results
from individual characterization of fluids and shales.
Tests were carried out in a diffusion cell, which allows
the simulation of in-situ pressure conditions, the
evaluation of physical-chemical interactions between
fluids and rocks and the determination of mass transport
parameters due to hydraulic and chemical gradients. It is
observed that the values of capillary pressure directly
obtained in the diffusion cell are inferior to the ones
obtained from the capillary pressure equation using the
interfacial tension, the contact angle and the pore radius
of shales. Thus, it can be concluded that, if a stability
analysis considering the capillary pressure of the fluid
is carried out, this parameter should be experimentally
determined in the diffusion cell. Otherwise, overestimated
values can be found.
|
8 |
[pt] ANÁLISE GEOMECÂNICA DA ESTRATIGRAFIA DO PRÉ-SAL NA PERFURAÇÃO DE POÇOS DA BACIA DE SANTOS / [en] GEOMECHANICAL ANALYSIS ON THE PRE-SALT STRATIGRAPHY IN SANTOS BASINMARIA ALICE MORGADO CASTANHEIRA CORDEIRO FERNANDES 01 July 2020 (has links)
[pt] O conhecimento do comportamento mecânico das rochas é fundamental para o desenvolvimento dos estudos de estabilidade voltados à construção de poços de petróleo. Neste sentido, a estimativa de suas propriedades mecânicas e a determinação do campo de tensões atuante são necessários para compreender as deformações às quais estão sujeitas. De modo a avaliar os efeitos da perfuração no
comportamento mecânico das rochas, foram construídos modelos numéricos das litologias comumente descritas no pré-sal de um campo da bacia de Santos em duas etapas. Em um primeiro momento, foi idealizado um estudo de retroanálise de poço a fim de estabelecer a metodologia a ser aplicada neste trabalho. Os resultados numéricos obtidos nesta etapa reproduziram de maneira satisfatória os dados
constatados em campo e, desta forma, foi possível validar a técnica utilizada. Em um segundo momento, foram construídos os modelos numéricos de litologias previstas em um poço sintético para um teste cego, tomando por base tanto as propriedades mecânicas estimadas das rochas quanto o estado de tensões in situ determinado em poços de correlação. Por último, os resultados obtidos neste teste foram comparados aos dados reais de um poço da área, de modo que foi possível corroborar a metodologia aplicada neste estudo pela coerência entre os dados numéricos e os constatados em campo. Desta forma, foi possível avaliar o comportamento mecânico das rochas no intervalo do pré-sal de poços correlacionáveis e estimar possíveis problemas geomecânicos a serem encontrados durante a etapa de perfuração. / [en] The modeling of rock mechanical behavior is essential to develop wellbore stability studies. In that sense, estimating rock mechanical properties and the in situ stress field are required tasks to understand the resulting deformations. In order to evaluate drilling effects on rock mechanical behavior, numerical models were constructed to represent the most commonly described rocks in the pre-salt session of an oil field located in Santos basin. Firstly, the author introduced the wellbore retro-analysis methodology proposed for this study. The technique was validated against real wellbore data with a fairly good match. Thereafter, a test model was conducted on a synthetic stratigraphy considering the typical occurrence of pre-salt rocks and the expected in situ stress field, as determined by correlated wellbores data. The numerical results of this test were compared to the data acquired in a local oil well and seemed to provide a reasonable fit, corroborating the applied technique. It was possible to evaluate typical pre-salt rock mechanical behavior by using correlation wellbores and still predict possible wellbore geomechanical problems during the drilling phase.
|
9 |
[en] COUPLED TERMOCHEMOPOROELASTIC MODEL FOR WELLBORE STABILITY ANALYSIS IN SHALES / [pt] MODELO ACOPLADO TERMO-QUÍMICO-POROELÁSTICO PARA A ANÁLISE DA ESTABILIDADE DE POÇOS EM FOLHELHOSEWERTON MOREIRA PIMENTEL DE ARAUJO 07 March 2006 (has links)
[pt] A grande maioria dos problemas de estabilidade de poços de
petróleo ocorre
em trechos de folhelhos, rochas nas quais, uma
especificação eficiente da pressão
do fluido de perfuração requer previamente uma
especificação correta da
concentração salina e da temperatura. Todavia, para um
dimensionamento
adequado das características do fluido de perfuração
necessárias à estabilidade do
poço, é necessário o uso de modelos matemáticos que
considerem um
acoplamento adequado entre efeitos poroelásticos, químicos
e térmicos.
Entretanto, a complexidade matemática das equações de
modelos acoplados
normalmente leva à adoção de soluções numéricas, que
consomem um tempo
computacional muito grande e, por isso, esses modelos não
são atrativos à
aplicação na análise da estabilidade de poços. Este
trabalho apresenta um modelo
acoplado termo-químico-poroelástico representado por duas
soluções, uma
numérica, que utiliza o método dos elementos finitos, e
outra analítica, baseada no
método das transformadas de Laplace. Ao comparar ambas as
soluções é
demonstrado que a solução analítica consegue representar
tão bem quanto à
solução numérica os principais processos acoplados
presentes durante a
perfuração de folhelhos e que influenciam na sua
estabilidade e, por esta razão,
pode ser utilizada na análise de estabilidade de poços em
folhelhos. Através de um
estudo de caso, é verificado que um controle eficiente da
estabilidade do poço é
obtido especificando a pressão do fluido de perfuração em
função da sua
temperatura e concentração salina. Estes resultados também
indicam as razões de
alguns problemas não previstos por modelos desacoplados, e
que quase sempre
ocorrem durante a perfuração em folhelhos. / [en] Wellbore stability problems are most common when drilling
through shales.
In order to avoid such problems in this kind of rocks the
solute concentration and
temperature must be properly defined in the drilling fluid
composition, which
requires considering poroelastic, thermal and chemical
effects in a coupled way.
The equations complexity of coupled models usually results
in numerical
solutions that are very time consuming, thus, unattractive
for stability analysis. In
an opposite way, it is very difficult to develop closed-
form solutions for coupled
models. This work presents a thermochemoporoelastic model
represented by a
numerical solution based upon the finite element method
and an analytical
solution based upon the Laplace transform method. A
comparison between the
results of the numerical solution and analytical solution
shows that the later can
reproduce the coupled processes involved in the wellbore
stability problem in
shales as well as the former, and for this reason the
closed-form solution can be
applied as a practical tool in wellbore stability
analysis. The analysis of a typical
wellbore drilled through shales showed that an efficient
control of wellbore
stability can be obtained through an adequate
specification of the drilling fluid
pressure when taking in account its solute concentration
and temperature. The
model was also able to explain some problems not predicted
by uncoupled
models, but almost always seen while drilling through
shales.
|
10 |
[en] EVALUATION OF THE SHALE-DRILLING FLUID INTERACTION FOR STUDIES OF WELL STABILITY / [pt] AVALIAÇÃO DA INTERAÇÃO FOLHELHO-FLUIDO DE PERFURAÇÃO PARA ESTUDOS DE ESTABILIDADE DE POÇOSRICARDO GOMES DUARTE 09 July 2004 (has links)
[pt] A estabilidade de poços em trechos de folhelho é muito
influenciada pelo tipo de fluido de perfuração utilizado.
As pressões de poro geradas durante a perfuração e a
difusão destas pressões são as principais responsáveis pela
estabilidade a curto prazo do poço, assim como pela
eventual instabilidade a médio prazo. O efeito membrana e o
conseqüente desenvolvimento de pressões osmóticas ao redor
do poço desempenham um papel fundamental no balanço das
forças que instabilizam a rocha.
Esta dissertação se foca no estudo experimental, utilizando
uma célula de difusão, do comportamento de folhelhos
expostos, após a perfuração, a fluidos de perfuração do
tipo base água e salinos, pressurizados com vistas à
estabilidade das paredes do poço. São avaliados os aspectos
físico-químicos da interação folhelho-fluido, em especial,
no tocante ao desenvolvimento de pressão osmótica e efeito
membrana.
Testes de interação rocha-fluido utilizando folhelhos
provenientes da Bacia de Campos e do Mar do Norte
demonstraram a eficiência do equipamento em realizar
ensaios com fluidos viscosos base água. O estudo das
propriedades reológicas deste fluido foi realizado
utilizando equipamentos especializados. Verificou-se nos
ensaios que o comportamento de transmissão de pressão deste
fluido é similar ao da água e que, aparentemente, o
coeficiente de reflexão é mais influenciado pela
porosimetria do folhelho do que pela sua mineralogia. / [en] Well stability in shale sectors is very much influenced by
the type of drilling fluid used. The pore pressures
generated during drilling and the diffusion of these
pressures are chiefly responsible for the short time
stability of the well as well as the eventual instability
some time after drilling. The membrane effect and the
subsequent osmotic pressure developed around the well play
a fundamental role in the force balance that destabilizes
the rock.
This study focuses on assessing, inside the diffusion cell,
the exposed shale behavior, after drilling, using water
base mud brines, pressurized considering the wall stability
of the well. The physical-chemical aspects of the shale-
fluid interation are evaluated, in particular, in relation
to osmotic pressure and membrane effects developments.
Rock-fluid interaction tests using shale samples collected
from Campos Basin and North Sea, showed the efficiency of
the equipment in carrying out experiments with viscous base
water fluids. The study of reological properties of this
fluid was made using specialized equipments. The
experiments verified that the fluid pressure transmission
behaviour is similar to water and, apparently, the
reflection coefficient in more influenced by porosimetry of
the shale than by your mineralogy.
|
Page generated in 0.0744 seconds