[pt] Existem muitas formações no mundo hoje que armazenam uma quantidade significante de petróleo, sendo um grande valor para a indústria petroleira. As bacias de Pré-sal da costa do Brasil atualmente estão em grande foco devido aos descobrimentos recentes de petróleo e os desafios que eles criam na perfuração. Ao contrário de muitas formações, a rocha salina exibe fluência, uma vez que, a perfuração seja realizada a rocha começa se realiviar das tensões geostáticas por fechamento com o tempo. A profundidade e os altos níveis de tensões induzidas pelo sal no revestimento requerem a cimentação para fornecer estabilidade adicional. Mesmo assim, um defeito no cimento complica a análise para os engenheiros a modelar e predizer seu comportamento. Um revestimento bem cimentado não é sempre alcançado em águas profundas. A geometria e o tamanho têm uma grande influência nas tensões no defeito do cimento. A ovalização do revestimento pode reduzir as tensões máximas de compressão induzidas pelo sal dependendo da geometria do defeito. Excentricidade reduz os efeitos da ovalização enquanto muda o estado de tensões do cimento. Portanto, é importante que o cimento e o sal sejam entendidos inteiramente a fim de realizar decisões racionais em engenharia. O foco desta pesquisa é atingir um conhecimento mais profundo de poços de offshore mal cimentados sujeitos ao carregamento não uniforme. Um modelo de elementos finitos foi gerado pelo software Abaqus para implementar simulações e análise de vários cenários de falhas no cimento. / [en] There exist several salt rock formations in the world today which store a substantial amount of oil, being a great asset to the petroleum industry. The pre-salt basins off the coast of Brazil have been a primary focus due to the challenges they provide in oil drilling. Unlike most formations, salt rock exhibits creep behavior where, once the drilling has been performed, the rock begins to relieve itself from the applied stress by closing gradually with time. This may lead to cases of well collapse and well abandonment, creating an economical issue to oil drillers. Well cementing is always seeked to be performed with excellence, caution and thoroughness. Nevertheless, an unevenly distributed cement job complicates the analysis for engineers to model and predict its behavior. A well-cemented casing is not always achieved in deepwater wells. Geometry and size greatly influence the stresses on the defected area. Hence, it is important that the cement and salt formation be fully understood in order to make rational engineering decisions. The focus of this research study is to attain a deeper understanding of poorly-cemented offshore wells subjected to non-uniform salt loading. A finite element model was generated by the commercial software program Abaqus to implement simulations and analyses of various failure scenarios.

[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.