[pt] Acidentes com influxo descontrolado de hidrocarbonetos em um poço de petróleo (blowouts) são eventos com baixa probabilidade de ocorrência na indústria, porém têm impactos catastróficos. O evento de Macondo, com uma sonda afretada pela British Petroleum (BP) no Golfo do México (GoM), mostrou que um acidente dessa proporção tem um impacto significativo nas pessoas, no meio ambiente, nos ativos e na imagem da empresa. Portanto, uma resposta rápida e definitiva para o problema se mostra necessária. Dentre as possibilidades de se conter um derramamento de óleo ocasionado por um blowout, a mais efetiva para cessar o vazamento com segurança e abandonar definitivamente o poço em descontrole é o poço de alívio. Trata-se de um poço direcional perfurado a uma determinada distância do poço em blowout, respeitando-se critérios mínimos de segurança, com o objetivo de interceptar este no ponto estabelecido em projeto. Após a interceptação, injeta-se fluido de alta densidade que, quando preenche o poço que estava em blowout, gera uma contra-pressão capaz de cessar o influxo de hidrocarbonetos do reservatório. Quando é feita essa contra-pressão e o poço que estava em blowout estiver estável e sem influxo, injeta-se cimento pelo poço de alívio para que seja tamponado o reservatório e o poço possa ser abandonado de forma definitiva. No presente trabalho o enfoque é no amortecimento do poço em blowout através do poço de alívio e, portanto, parte-se do pressuposto que a detecção e interceptação do poço em influxo foi feita com sucesso no ponto desejado. A detecção, a interceptação e o abandono no poço em blowout não são estudados com detalhes. O trabalho é desenvolvido tomando como base um poço exploratório de gás a ser simulado, trabalhando os requisitos de pressão e vazão que melhor se adequam ao proposto. O objetivo do amortecimento do poço em blowout pelo poço de alívio é cessar o influxo descontrolado de forma eficaz, otimizando os parâmetros de pressão, vazão e volume de fluido às capacidades de sondas e embarcações disponíveis no mercado. Caso não seja possível o amortecimento variando a densidade do fluido injetado e a pressão nas bombas de injeção, parte-se para mudanças na estratégia de amortecimento como, por exemplo, variação no número de poços de alívio a serem perfurados para amortecer o poço em blowout ao mesmo tempo. Não será objetivo do presente trabalho a modificação no projeto do poço com o objetivo de facilitar o amortecimento. / [en] Accidents with uncontrolled influx of hydrocarbons into an oil well (blowouts) are events with a low probability of occurrence in the industry. Although, if they occur, the impact may be catastrophic. The Macondo event, with British Petroleum s rig (BP) in the Gulf of Mexico (GoM), showed that an accident of this proportion has a significant impact on people, environment and an image of the company. Therefore, a quick and definitive response for the problem is necessary. There are several possibilities to contain an oil spill caused by a blowout. However, the most effective way to safely plug and abandon (P and A) the blowout well is the relief well. This technique consists of the construction of a directional well at a certain distance from the blowout well, respecting minimum safety criteria, in order to intercept this at the point established in the project. After the interception, kill mud is pumped at high rates what makes a backpressure capable of killing the blowout well. When this backpressure is enough to kill the blowout well, cement is pumped through the relief well to plug and abandon permanently the well. In the present work, the objective is to kill the blowout well and we consider that detection and interception of the blowout well was successfully been made at the target point. Detection, interception and P and A of the blowout well are not covered in detail. This work is developed based on an exploratory gas well to be simulated, working the pump rate and pump pressure requirements that best fit in the proposed one. The purpose of well killing is to kill the well optimizing the parameters of pressure, flow and volume of fluid considering the rig and vessels available in the market. If well killing is not possible by varying the density of the kill mud and pump pressure it will be tried new strategies like changing the number of relief wells at the same time to be drilled killing the blowout well. It s not a purpose of this study to change the well design.

O fenômeno de perda de circulação é consequência da perfuração de poços de petróleo e gás em substratos permeáveis e é caracterizado pelo influxo de fluido de perfuração da região anular para a formação. Além dos custos adicionais relacionados com a necessidade constante de reposição do fluido perdido, danos à formação nas adjacências do poço são de ocorrência comum. Uma potencial solução é a adição de materiais de perda de circulação (LCM’s) ao fluido de perfuração para que uma camada de reboco se forme na parede do poço em filtração dinâmica. Neste trabalho, o escoamento bifásico líquido-sólido é simulado numericamente através de uma abordagem de Euler-Lagrange para representar o crescimento do reboco na interface poço-formação. A região anular do poço é idealizada como um canal vertical de seção transversal retangular em contato com um meio poroso anisotrópico, o qual é concebido na escala do poro (heterogêneo) como um arranjo de cilindros alternados. O escoamento particulado é ascendente e eventualmente as partículas, as quais representam o LCM, abandonam o canal adentrando o meio poroso onde pode ocorrer a geração do reboco. A simulação é realizada através do Método de Fase Discreta Densa (DDPM) no qual as equações da fase sólida e fluida são solucionadas separadamente. O Método dos Elementos Discretos (DEM) é empregado para calcular as interações de contato (colisão e atrito). A caracterização do combate à perda de circulação é realizada através da redução da vazão de fuga ao longo do tempo. Resultados mostram o efeito da variação do número de Reynolds no canal (125, 250, 500), da vazão inicial de fuga (5, 10, 20%), do diâmetro das partículas (0,50; 0,75; 1,00 mm), da razão de massa específica partícula-fluido (1,5; 2,5) e da configuração do meio poroso (porosidade, número de cilindros e garganta de poro). A eficiência do reboco na redução da vazão de fuga recai na formação de um plugue de partículas que seja capaz de obturar toda a altura do meio poroso, não permitindo que haja gargantas de poros desobstruídas. Tal aspecto é favorecido pela redução do diâmetro e da razão de massa específica, bem como pelo aumento do Reynolds e da vazão inicial de fuga. / The lost circulation is a consequence of the well drilling in a permeable substrate, being characterized by the drilling fluid influx to the porous formation. Despite the additional costs associated with the need of continuous fluid replacement, another misfortune is the irreversible formation damage due to the fluid invasion, which may reflect negatively throughout the productive life of the well. Therefore, it is of utter importance to make use of preventive and corrective techniques, like the addition of lost circulation materials (LCM) to the drilling fluid. The LCM particles deposit over the porous formation under dynamic filtration and create a mud cake (filter cake) that helps diminishing the fluid invasion flow rate. In this work, the liquid-solid two-phase flow is numerically simulated via an Euler-Lagrange approach to represent the mud cake growth. The well annular region is considered as a vertical channel bounded by an anisotropic porous formation. The porous medium is conceived in the pore-scale as a periodic array of staggered cylinders. The fluid flows upward through the channel carrying the solid particles that mimic the LCM’s. The particles might eventually get into the porous formation and deposit, creating the mud cake. The equations for the fluid flow and for the particles movement are solved separately via the Dense Discrete Phase Model (DDPM). The particle-particle and particle-wall interactions like collision and friction are calculated via the Discrete Element Methods that is coupled to the DDPM. The effectiveness of the lost circulation mitigation is evaluated mainly by the decrease in the fluid invasion flow rate over time. The results demonstrate the influence of the variation of the Reynolds number on the channel (125, 250, 500), the initial fluid invasion flow rate (5, 10, 20%), the particles diameter (0.50, 0.75, 1.00 mm), the particle-fluid specific mass ratio (1.5, 2.5) and the configuration of the porous medium (porosity, number of cylinders and pore throat).

Petrobras / No processo de perfuração de poços de petróleo e gás o controle da pressão é uma importante tarefa. Se a pressão no interior do poço estiver abaixo da pressão de poros, um influxo da formação pode ocorrer, fenômeno denominado de kick. Se o influxo não for controlado pode ocorrer um fluxo descontrolado da formação para a superfície (blowout). As pressões de fechamento são utilizadas para calcular a pressão do reservatório, entretanto, o caráter viscoplástico do fluido de perfuração atenua as pressões medidas. No presente trabalho, é apresentada uma modelagem matemática e numérica para prever a propagação de pressão ao longo do poço durante um influxo de gás (kick). Considerou-se a compressibilidade e o comportamento viscoplástico do fluido de perfuração, modelando-o como Plástico de Bingham. O escoamento é considerado unidimensional, laminar, transiente, isotérmico e homogêneo. A solubilidade do gás no fluido de perfuração é desconsiderada e o gás é modelado como um gás real. O fluxo da formação para o interior do poço é tratado através da lei de Darcy. Os balanços de massa e de quantidade de movimento para a mistura formam um sistema de equações diferenciais parciais hiperbólicas, tendo como incógnitas a pressão e a velocidade, as quais são resolvidas pelo método das características. Consideram-se dois casos de estudo: o kick dinâmico e o kick estático. A obtenção dos campos de velocidade e pressão ao longo do poço é realizada através de um programa computacional desenvolvido em linguagem FORTRAN. Posteriormente, aferiu-se os resultados obtidos pelo modelo desenvolvido comparando-os com solução analítica e dados experimentais. Os resultados apresentam que quanto maior a tensão limite de escoamento, menor é a transmissão de pressão e que se a pressão do reservatório não for grande o suficiente, não há ganho de volume de fluido nos tanques de lama. / In the process of drilling oil and gas wells the pressure control is an important task. If the pressure inside the well is smaller than the formation pressure, an influx of the formation may occur, phenomenon denominated as kick. If the influx is not controlled there may be an uncontrolled flux from the formation to the surface (blowout). The closing pressures are used to calculate the formation pressure, however, the viscoplastic character of the drilling fluid reduces the pressures measured on the surface. This current work presents a mathematical and numerical modeling to predict the pressure propagation along the well during a gas influx (kick). The compressibility and the viscoplastic behavior of the drilling fluid were considered, modeling it as a Bingham Plastic. The flow is considered as one-dimensional, laminar, transient, isothermal and homogeneous. The solubility of the gas in the drilling fluid is disregarded and the gas is modeled as a real gas. The flux of the formation into the wellbore is treated by Darcy’s law. The balance equations of mass and momentum for the mixture result in a system of hyperbolic partial differential equations, having as unknowns the pressure and the velocity, which are solved by the method of characteristics. Two study cases were considered: the dynamic kick and the static kick. The pressure and velocity fields along the well are obtained by a computer program developed in FORTRAN language. Afterwards, the results obtained from the model developed were assessed by comparing to analytic solution and experimental data. The results present that the bigger the yield stress is, the smaller is the pressure transmission and that if the formation pressure is not high enough, there is no pit-gain in the mud tanks.

No processo de perfuração, a perda de fluido para o reservatório é um dos principais fenômenos que podem comprometer a produtividade do poço. A eventual presença de fraturas, combinadas aos elevados gradientes de pressão, no conjunto poçoreservatório, intensifica o fenômeno de invasão de fluido. Quando não previsto, este fenômeno deve ser controlado de forma a restabelecer a circulação no poço. Neste trabalho, o controle da invasão de fluido é realizado através do processo de injeção de partículas sólidas para vedação das fraturas. A simulação numérica do problema investigado é dividida em duas partes, diferenciadas pelo tipo de escoamento no canal fraturado: escoamento monofásico de fluido, para a análise do fenômeno de invasão; e escoamento bifásico líquido-sólido, para o processo de preenchimento da fratura com material particulado. A formulação matemática e a modelagem numérica para o escoamento particulado são representadas por uma abordagem Euler-Lagrange. A solução acoplada das fases discreta (partículas) e contínua (fluido) é realizada através da combinação dos modelos Dense Discrete Phase Model (DDPM) e Discrete Element Method (DEM), disponíveis no programa ANSYS FLUENT. O preenchimento das fraturas é caracterizado pela análise do tempo de injeção (no canal) e formato do leito fixo (na fratura) das partículas. Esta caracterização é obtida através da variação dos parâmetros principais de injeção das partículas, que influenciam a concentração de partículas no interior do canal. Resultados mostram o efeito da variação da concentração de sólidos da fase particulada para diferentes parâmetros de monitoramento, sendo os principais a vazão de fluido pela saída da fratura, a pressão da mistura na entrada do canal e a concentração de partículas injetadas no canal. / During the drilling process, the fluid loss to formation is one of the most important players that affect the productivity of the well. When combined with high pressure gradients at the wellbore-reservoir interface, fractures may eventually magnify the invasion phenomenon. These phenomena, when not predicted, must be controlled to restore the wellbore circulation. In this work, the fluid invasion is managed by injecting solid particles with the drilling fluid to obturate the fracture. The numerical simulation of the problem here investigated is divided in two parts, concerning the type of flow in the channel: monophase fluid flow, to analyze the invasion phenomenon and twophase flow (fluid and particles), to filling process of the fracture with particulated material. The mathematical formulation and numerical modeling are represented via an Euler-Lagrange approach. Coupled solution of discrete (particles) and continuum (fluid) phases is performed by combining the models Dense Discrete Phase Model (DDPM) and Discrete Element Method (DEM) available in ANSYS FLUENT. The filling of the fractures is characterized by analyzing the injection time (in the channel) and the format of the fixed bed (in the fracture) of the particles. This characterization is obtained by the variation of the main parameters for the particles injection that influence the concentration of particles within the channel. The results show the effect of varying the concentration of the solid particle phase for different monitoring parameters. The main parameters are the fluid flow rate through the outlet of the fracture the pressure of the mixture in the inlet of the channel and the concentration of particles injected into the channel.

Durante a perfuração de poços de petróleo, a determinação do perfil de temperaturas no poço é importante para tomada de decisões relativas ao processo de cimentação, para a seleção de revestimento do poço e equipamentos e, sobretudo, na identificação de zonas de influxo e perda de circulação. Neste trabalho é proposto um modelo matemático da transferência de calor em regime transitório do escoamento de fluido de perfuração em poços fraturados com perda de circulação. O poço é representado de maneira simplificada através de um cilindro anular concêntrico, cuja parede externa (interface poço-formação) apresenta uma ou mais fraturas discretas. Para a obtenção do modelo térmico é realizado um balanço de energia com foco nas trocas de calor entre a coluna de perfuração, região anular e formação rochosa. A característica principal do modelo proposto é a possibilidade de detecção da posição e número de fraturas a partir do perfil do gradiente térmico da região anular ao longo poço. Para tanto, com o código numérico, obtido via método dos volumes finitos, investiga-se a influência de parâmetros: da fratura (profundidade relativa, perda de circulação, número e distância entre fraturas), físicos (tempo de circulação) e do regime de escoamento (número de Reynolds e viscosidade dos fluidos de perfuração). As variáveis-resposta principais analisadas são a temperatura da região anular e o gradiente térmico. Como variáveis-resposta secundárias são utilizadas as evoluções térmicas da temperatura no fundo do poço e na saída da região anular. É constatado que o aumento da profundidade relativa ou número de fraturas diminui a temperatura do fundo do poço, sem causar variação significativa na temperatura de saída do anular. Para a variação da perda de circulação, o efeito na temperatura do fundo do poço é similar ao da variação do aumento da profundidade relativa da fratura, no entanto são observadas diferenças na temperatura de saída. Além disso, é verificado que, conforme se aumenta o número de fraturas distribuídas ao longo da profundidade do poço, a temperatura do poço tende ao caso de poço não fraturado. De maneira similar é evidenciada a tendência de que a diminuição na distância entre fraturas se aproxima dos resultados para um poço com uma única fratura. Finalmente, o aumento da perda de circulação facilita a detecção de fraturas devido a respectiva mudança na descontinuidade do perfil do gradiente térmico da região anular. / During oil drilling operations, the wellbore temperature profile is used when selecting well casing materials, making cementation related decisions, and, most importantly, to identify loss zones. In this work, a transient heat transfer mathematical model for a fractured wellbore is proposed. The well has its geometry simplified to a concentric annular cylinder which has one or more discrete fracture in its external wall (wellformation interface). In order to obtain the thermal model an energy balance is used, focusing the heat transfer between the pipe, the annular region and the formation. The key characteristic of the model is the fracture detection through thermal gradient graphical analysis. The thermal gradient is an output of the solution of the discretized energy equation in the domains, obtained through the finite volume method. The following parameters are investigated: fracture depth, fracture number, fracture interference, loss circulation, circulation time, Reynolds number and drilling fluid viscosity. The analysis is done through the analysis of the annular region temperature profile and its gradient, along with the thermal evolution of both the bottomhole and outlet temperatures. It is verified that increasing the fracture relative depth or number decreases the bottomhole temperature, while having no significant impact in the outlet temperature. The same bottomhole temperature effect is noted when increasing loss rate, however outlet temperature changes are observed. In a similar way, when decreasing the distance between fractures, the temperature profile in the annular region trends to a wellbore with a single fracture. Finally, increasing loss rate favors fracture detection, since the discontinuity in the annular region thermal gradient profile is intensified.

Petrobras / No processo de perfuração de poços de petróleo e gás o controle da pressão é uma importante tarefa. Se a pressão no interior do poço estiver abaixo da pressão de poros, um influxo da formação pode ocorrer, fenômeno denominado de kick. Se o influxo não for controlado pode ocorrer um fluxo descontrolado da formação para a superfície (blowout). As pressões de fechamento são utilizadas para calcular a pressão do reservatório, entretanto, o caráter viscoplástico do fluido de perfuração atenua as pressões medidas. No presente trabalho, é apresentada uma modelagem matemática e numérica para prever a propagação de pressão ao longo do poço durante um influxo de gás (kick). Considerou-se a compressibilidade e o comportamento viscoplástico do fluido de perfuração, modelando-o como Plástico de Bingham. O escoamento é considerado unidimensional, laminar, transiente, isotérmico e homogêneo. A solubilidade do gás no fluido de perfuração é desconsiderada e o gás é modelado como um gás real. O fluxo da formação para o interior do poço é tratado através da lei de Darcy. Os balanços de massa e de quantidade de movimento para a mistura formam um sistema de equações diferenciais parciais hiperbólicas, tendo como incógnitas a pressão e a velocidade, as quais são resolvidas pelo método das características. Consideram-se dois casos de estudo: o kick dinâmico e o kick estático. A obtenção dos campos de velocidade e pressão ao longo do poço é realizada através de um programa computacional desenvolvido em linguagem FORTRAN. Posteriormente, aferiu-se os resultados obtidos pelo modelo desenvolvido comparando-os com solução analítica e dados experimentais. Os resultados apresentam que quanto maior a tensão limite de escoamento, menor é a transmissão de pressão e que se a pressão do reservatório não for grande o suficiente, não há ganho de volume de fluido nos tanques de lama. / In the process of drilling oil and gas wells the pressure control is an important task. If the pressure inside the well is smaller than the formation pressure, an influx of the formation may occur, phenomenon denominated as kick. If the influx is not controlled there may be an uncontrolled flux from the formation to the surface (blowout). The closing pressures are used to calculate the formation pressure, however, the viscoplastic character of the drilling fluid reduces the pressures measured on the surface. This current work presents a mathematical and numerical modeling to predict the pressure propagation along the well during a gas influx (kick). The compressibility and the viscoplastic behavior of the drilling fluid were considered, modeling it as a Bingham Plastic. The flow is considered as one-dimensional, laminar, transient, isothermal and homogeneous. The solubility of the gas in the drilling fluid is disregarded and the gas is modeled as a real gas. The flux of the formation into the wellbore is treated by Darcy’s law. The balance equations of mass and momentum for the mixture result in a system of hyperbolic partial differential equations, having as unknowns the pressure and the velocity, which are solved by the method of characteristics. Two study cases were considered: the dynamic kick and the static kick. The pressure and velocity fields along the well are obtained by a computer program developed in FORTRAN language. Afterwards, the results obtained from the model developed were assessed by comparing to analytic solution and experimental data. The results present that the bigger the yield stress is, the smaller is the pressure transmission and that if the formation pressure is not high enough, there is no pit-gain in the mud tanks.

No processo de perfuração, a perda de fluido para o reservatório é um dos principais fenômenos que podem comprometer a produtividade do poço. A eventual presença de fraturas, combinadas aos elevados gradientes de pressão, no conjunto poçoreservatório, intensifica o fenômeno de invasão de fluido. Quando não previsto, este fenômeno deve ser controlado de forma a restabelecer a circulação no poço. Neste trabalho, o controle da invasão de fluido é realizado através do processo de injeção de partículas sólidas para vedação das fraturas. A simulação numérica do problema investigado é dividida em duas partes, diferenciadas pelo tipo de escoamento no canal fraturado: escoamento monofásico de fluido, para a análise do fenômeno de invasão; e escoamento bifásico líquido-sólido, para o processo de preenchimento da fratura com material particulado. A formulação matemática e a modelagem numérica para o escoamento particulado são representadas por uma abordagem Euler-Lagrange. A solução acoplada das fases discreta (partículas) e contínua (fluido) é realizada através da combinação dos modelos Dense Discrete Phase Model (DDPM) e Discrete Element Method (DEM), disponíveis no programa ANSYS FLUENT. O preenchimento das fraturas é caracterizado pela análise do tempo de injeção (no canal) e formato do leito fixo (na fratura) das partículas. Esta caracterização é obtida através da variação dos parâmetros principais de injeção das partículas, que influenciam a concentração de partículas no interior do canal. Resultados mostram o efeito da variação da concentração de sólidos da fase particulada para diferentes parâmetros de monitoramento, sendo os principais a vazão de fluido pela saída da fratura, a pressão da mistura na entrada do canal e a concentração de partículas injetadas no canal. / During the drilling process, the fluid loss to formation is one of the most important players that affect the productivity of the well. When combined with high pressure gradients at the wellbore-reservoir interface, fractures may eventually magnify the invasion phenomenon. These phenomena, when not predicted, must be controlled to restore the wellbore circulation. In this work, the fluid invasion is managed by injecting solid particles with the drilling fluid to obturate the fracture. The numerical simulation of the problem here investigated is divided in two parts, concerning the type of flow in the channel: monophase fluid flow, to analyze the invasion phenomenon and twophase flow (fluid and particles), to filling process of the fracture with particulated material. The mathematical formulation and numerical modeling are represented via an Euler-Lagrange approach. Coupled solution of discrete (particles) and continuum (fluid) phases is performed by combining the models Dense Discrete Phase Model (DDPM) and Discrete Element Method (DEM) available in ANSYS FLUENT. The filling of the fractures is characterized by analyzing the injection time (in the channel) and the format of the fixed bed (in the fracture) of the particles. This characterization is obtained by the variation of the main parameters for the particles injection that influence the concentration of particles within the channel. The results show the effect of varying the concentration of the solid particle phase for different monitoring parameters. The main parameters are the fluid flow rate through the outlet of the fracture the pressure of the mixture in the inlet of the channel and the concentration of particles injected into the channel.

Durante a perfuração de poços de petróleo, a determinação do perfil de temperaturas no poço é importante para tomada de decisões relativas ao processo de cimentação, para a seleção de revestimento do poço e equipamentos e, sobretudo, na identificação de zonas de influxo e perda de circulação. Neste trabalho é proposto um modelo matemático da transferência de calor em regime transitório do escoamento de fluido de perfuração em poços fraturados com perda de circulação. O poço é representado de maneira simplificada através de um cilindro anular concêntrico, cuja parede externa (interface poço-formação) apresenta uma ou mais fraturas discretas. Para a obtenção do modelo térmico é realizado um balanço de energia com foco nas trocas de calor entre a coluna de perfuração, região anular e formação rochosa. A característica principal do modelo proposto é a possibilidade de detecção da posição e número de fraturas a partir do perfil do gradiente térmico da região anular ao longo poço. Para tanto, com o código numérico, obtido via método dos volumes finitos, investiga-se a influência de parâmetros: da fratura (profundidade relativa, perda de circulação, número e distância entre fraturas), físicos (tempo de circulação) e do regime de escoamento (número de Reynolds e viscosidade dos fluidos de perfuração). As variáveis-resposta principais analisadas são a temperatura da região anular e o gradiente térmico. Como variáveis-resposta secundárias são utilizadas as evoluções térmicas da temperatura no fundo do poço e na saída da região anular. É constatado que o aumento da profundidade relativa ou número de fraturas diminui a temperatura do fundo do poço, sem causar variação significativa na temperatura de saída do anular. Para a variação da perda de circulação, o efeito na temperatura do fundo do poço é similar ao da variação do aumento da profundidade relativa da fratura, no entanto são observadas diferenças na temperatura de saída. Além disso, é verificado que, conforme se aumenta o número de fraturas distribuídas ao longo da profundidade do poço, a temperatura do poço tende ao caso de poço não fraturado. De maneira similar é evidenciada a tendência de que a diminuição na distância entre fraturas se aproxima dos resultados para um poço com uma única fratura. Finalmente, o aumento da perda de circulação facilita a detecção de fraturas devido a respectiva mudança na descontinuidade do perfil do gradiente térmico da região anular. / During oil drilling operations, the wellbore temperature profile is used when selecting well casing materials, making cementation related decisions, and, most importantly, to identify loss zones. In this work, a transient heat transfer mathematical model for a fractured wellbore is proposed. The well has its geometry simplified to a concentric annular cylinder which has one or more discrete fracture in its external wall (wellformation interface). In order to obtain the thermal model an energy balance is used, focusing the heat transfer between the pipe, the annular region and the formation. The key characteristic of the model is the fracture detection through thermal gradient graphical analysis. The thermal gradient is an output of the solution of the discretized energy equation in the domains, obtained through the finite volume method. The following parameters are investigated: fracture depth, fracture number, fracture interference, loss circulation, circulation time, Reynolds number and drilling fluid viscosity. The analysis is done through the analysis of the annular region temperature profile and its gradient, along with the thermal evolution of both the bottomhole and outlet temperatures. It is verified that increasing the fracture relative depth or number decreases the bottomhole temperature, while having no significant impact in the outlet temperature. The same bottomhole temperature effect is noted when increasing loss rate, however outlet temperature changes are observed. In a similar way, when decreasing the distance between fractures, the temperature profile in the annular region trends to a wellbore with a single fracture. Finally, increasing loss rate favors fracture detection, since the discontinuity in the annular region thermal gradient profile is intensified.

O fenômeno de stick-slip, no processo de perfuração de poços de petróleo, é propiciado pela interação entre broca e formação rochosa e pode dar origem a grandes oscilações na velocidade angular podendo provocar danos irreparáveis ao processo. Neste trabalho, analisa-se o desempenho de leis de controle aplicadas à mesa rotativa (responsável por movimentar a coluna de perfuração), visando à redução de stick-slip e de oscilações da velocidade angular da broca. As leis de controle implementadas são do tipo PI (Proporcional-Integral), com parcelas de torque aplicado à mesa rotativa, proporcional e integral à velocidade da mesa, podendo ser com peso na broca constante ou variável. Para a coluna de perfuração, foi proposto um modelo em elementos finitos com função de forma linear. O torque na broca foi modelado segundo atrito de Coulomb pela forma não regularizada, curva esta ajustada pelos dados empíricos conforme propostas da literatura. Diversos critérios de desempenho foram analisados e foi observado que a minimização do desvio médio da velocidade angular em relação à referência propicia melhores condições de operação. Análises paramétricas dos ganhos de controle proporcional e integral foram realizadas, dando origem a curvas de nível para o desvio médio de velocidade angular na broca. A partir destas curvas, foram definidas regiões de estabilidade nas quais o desvio é aceitável. Estas regiões foram observadas serem maiores para menores pesos na broca e maiores velocidades angulares de referência e vice-versa. A adição do controle do peso na broca permitiu uma redução global dos níveis de desvio médio de velocidade angular, dando origem a um aumento das regiões de estabilidade do processo de perfuração. / The stick-slip phenomenon, in the process of drilling oil wells, due to the interaction between drill and rock formation can lead to large fluctuations in drill-bit angular velocity and, thus, cause irreparable damage to the process. In this work, the performance of control laws applied to the rotary table (responsible for moving the drill string) is analyzed, in order to reduce stick-slip and drill-bit angular velocity oscillations. The control laws implemented are based on a PI (Proportional-Integral) controller, for which the torque applied to the rotating table has components proportional and integral to table angular velocity with constant or variable WOB (Weight On Bit). For the drillstring, a finite element model with a linear interpolation was proposed. The torque on the drill-bit was modeled by a non-regularized Coulomb friction model, with parameters that were adjusted using empirical data proposed in literature. Several performance criteria were analyzed and it was observed that the minimization of the mean deviation of the drill-bit angular velocity relative to the target one would provide the best operating condition. Parametric analyses of proportional and integral control gains were performed, yielding level curves for the mean deviation of drill-bit angular velocity. From these curves, stability regions were defined in which the deviation is acceptable. These regions were observed to be wider for smaller values of WOB and higher values of target angular velocity and vice-versa. The inclusion of a controlled dynamic WOB reduced the levels of mean deviation of angular velocity, leading to improved stability regions for the drilling process.

CAPES; Petrobras / Fluidos de perfuração apresentam comportamento viscoplástico, que é definido por uma tensão limite de escoamento. Se a tensão imposta não supera a tensão limite de escoamento, o material se comporta como um sólido elástico, e quando esta tensão é excedida, o fluido escoa como um líquido viscoso. Durante o processo de perfuração de poços de petróleo, válvulas posicionadas na extremidade da coluna de perfuração são atuadas por diferenças de pressão no fluido. Argumenta-se, entretanto, que pressões aplicadas na superfície não são totalmente transmitidas até a válvula, impedindo sua operação. Logo, a transmissão de pressão em fluidos viscoplásticos demanda mais estudo. Para suprir a falta de estudos experimentais sobre o assunto, uma avaliação experimental da transmissão de pressão em um fluido viscoplástico é realizada neste trabalho. O aparato experimental construído para este propósito consiste de uma longa tubulação em formato helicoidal (serpentina) mantida sob temperatura controlada, ao longo da qual estão instalados transdutores de pressão relativa. O fluido é bombeado a uma vazão controlada por uma bomba do tipo helicoidal. Durante os testes, o fluido de trabalho é pressurizado na serpentina até um certo patamar ao mesmo tempo em que as pressões são medidas. Os resultados dos testes com fluidos viscoplásticos corroboram a literatura, que afirma que um fluido com tensão limite de escoamento confinado em uma tubulação fechada não transmite totalmente a pressão imposta na entrada ao longo do restante da tubulação. Além disso, foi observado que a diferença de pressão entre dois pontos da tubulação quando o fluido está em repouso é proporcional à tensão limite de escoamento deste fluido. Os resultados experimentais foram comparados com resultados de simulações numéricas de dois modelos matemáticos desenvolvidos no Centro de Pesquisas em Reologia e Fluidos Não newtonianos (CERNN), com boa concordância. / Drilling fluids exhibit a viscoplastic behavior, which is defined by a yield stress. If the stress imposed to the fluid does not surpass the yield stress, the material behaves like an elastic solid; if the yield stress is exceeded, it flows like a viscous liquid. In well drilling operations, some valves installed on the drillpipe near the bottom of the hole are actuated by pressure differences in the drilling fluid. However, it has been argued that the pressure applied at the surface is not fully transmitted to the valve’s position, preventing its actuation. Therefore, the pressure transmission in viscoplastic fluids demands further investigation. In order to compensate for the lack of experimental studies about the problem, an experimental analysis of the pressure transmission in yield stress fluids has been performed in this work. The experimental rig consists of a long thermally-controlled helical pipe, on which are installed relative pressure transducers. Fluid is displaced by a helical pump at a controlled flow rate. During the experiments, the fluid is pressurized inside the closed pipeline while the pressures are measured and recorded. The results showed that, in agreement with literature, the pressure at one end of a closed pipeline filled with a yield stress fluid is not fully transmitted to the other end. Moreover, it was observed that the pressure gradient in the pressurized fluid is proportional to its yield stress, which indicates a relation between pressure transmission and the presence and magnitude of the yield stress. The experiments were compared to simulation work developed at the Research Center for Rheology and Non-Newtonian Fluids with good agreement.