Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2010 / Made available in DSpace on 2012-10-25T01:58:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 287795.pdf: 3401102 bytes, checksum: c3f73af8e48372a3f4ea13893b781bb8 (MD5) / O objetivo da dissertação consiste em investigar o modelo constitutivo, proposto por Yahya, Aubertin e Julien, para rochas salinas, propor um algoritmo implícito e desenvolver um software para a análise do comportamento dúctil de rochas salinas, o qual ocorre nas condições para o desenvolvimento de campos de petróleo em águas profundas. A rocha salina é modelada como sendo um sólido elasto-viscoplástico, sem superfície de escoamento, sujeito a pequenas deformações e deslocamentos. O modelo utiliza variáveis internas ligadas aos fenômenos de endurecimento isotrópico e cinemático. Também incorpora os fenômenos de recuperação estática e dinâmica verificados experimentalmente na resposta de rochas salinas sob carregamentos gerais. A resposta em fluência do material é descrita por uma fase transiente e uma fase estacionária, as quais obedecem a uma regra de fluxo viscoplática, que depende da evolução das variáveis internas. Estas variáveis evoluem com o tempo descrevendo a fluência primária e saturam em um instante posterior possibilitando a descrição da fluência secundária. A evolução das variáveis internas é descrita através da especificação de leis de evolução, as quais são conduzidas por mecanismos que operam concomitantemente, tais como, endurecimento e amolecimento, sendo seus respectivos valores de saturação obtidos por equações dependentes do valor de saturação da tensão equivalente de von Mises, o qual é derivado através de uma equação seno hiperbólico, baseada em leis físicas, que representa o fluxo estacionário do material. Para a discretização das equações de evolução foi utilizado um método incremental implícito. Para a discretização do problema incremental foi aplicado o método de Galerkin conjuntamente com o método dos elementos finitos, utilizando na discretização do domínio geométrico um elemento finito quadrático triangular de seis nós. O software foi desenvolvido em linguagem Fortran orientada a objetos e utilizado na simulação de alguns ensaios mecânicos empregados na identificação das constantes materiais necessárias para a caracterização do modelo de rochas salinas. Dentre os vários ensaios utilizados, foram considerados os ensaios: de resistência à compressão uniaxial e triaxial; de fluência à compressão uniaxial e triaxial; de relaxação e de compressão diametral.

Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2016. / Made available in DSpace on 2016-10-11T04:03:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 342222.pdf: 4361221 bytes, checksum: 919c9f5fb959a3c8b8f73db44d340883 (MD5) Previous issue date: 2016 / O presente trabalho consiste em propor um modelo constitutivo elastoviscoplástico com dano não local para a análise do comportamento dúctil e frágil de rochas salinas, no âmbito de grandes deformações, e desenvolver um sistema computacional, baseado no método dos elementos finitos, visando à solução de problemas em estado plano de deformações e axissimétricos. A formulação do modelo procede com uma descrição Lagrangeana total e considera as equações constitutivas escritas em termos da medida de deformação de Hencky e da tensão rotacionada de Kirchhoff. A modelagem da resposta dúctil (fluência primária e secundária) é descrita adotando um critério de escoamento de Drucker-Prager e a lei de fluência de Multimecanismos de Deformação (M-D) ou uma versão modificada da lei de Mecanismo Duplo. A descrição da degradação da rocha é baseada em um modelo constitutivo desenvolvido para a análise do comportamento de geomateriais, o qual considera o dano perante deformações volumétricas expansivas e permite estimar o comportamento frágil da rocha. No modelo teórico proposto considera-se, ainda, uma teoria não local de dano baseada na teoria de primeiro gradiente do dano, tendo como objetivo principal reduzir a sensibilidade da malha de elementos finitos na resposta dos problemas. Além disso, propôs-se um método numérico semi-implícito, na formulação incremental do problema, com a finalidade de obter soluções numéricas aproximadas utilizando o método de elementos finitos de Galerkin. A fim de validar o modelo proposto e o código implementado foram simulados numericamente alguns ensaios mecânicos de rochas, além da simulação do comportamento de distintos túneis em formações salinas para fins de avaliação qualitativa das respostas da fluência e do dano. O modelo constitutivo proposto, através do código desenvolvido, forneceu uma representação adequada do comportamento de fluência das rochas salinas e descreveu qualitativamente bem o dano gerado nestas rochas.<br> / Abstract : The objectives of this study were to propose an elasto-viscoplastic constitutive model with non-local damage for the analysis of the ductile and brittle behavior of rock salt under finite strains, and develop a computer system, based on the finite element method, in order to solve plane strain and axisymmetric problems. The model formulation proceeds with a total Lagrangian description and considers the constitutive equations written in terms of the Hencky strain measure and the rotated Kirchhoff stress. The modeling of the ductile response (primary and secondary creep) is described employing the Drucker-Prager yield criterion and the Multi-mechanism Deformation (M-D) model for creep or a modified version of the Double Mechanism creep law. The description of rock degradation is based on a constitutive model developed for the analysis of the behavior of geomaterials, which considers the damage under expansive volumetric strains and allows the brittle behavior of the rock to be estimated. In the proposed theoretical model a non-local damage theory based on the first gradient theory for damage is also considered, mainly in order to reduce the sensitivity of the response of the finite elements mesh to the problems. Moreover, in the incremental formulation of the problem a semi-implicit numerical scheme is proposed, aimed at obtaining approximate numerical solutions using the Galerkin finite element method. In order to validate the proposed model and the code implemented some rock mechanical tests were numerically simulated along with the behavior of different tunnels in saline formations to obtain a qualitative evaluation of creep and damage responses. The proposed constitutive model, through the code developed, provided an acceptable representation of the creep behavior of rock salt and good qualitative description of the damage generated in these rocks.

Os hidrocarbonetos são encontrados sob alta pressão em rochas porosas, denominadas rochas reservatório. A camada pré-sal apresenta rochas reservatório cobertas por uma camada impermeável de sal de grande espessura. Ocorrências de estruturas salinas são favoráveis para o aprisionamento dos hidrocarbonetos e aumentam a probabilidade de sucesso na prospecção de óleo e gás, pois são excelentes rochas capeadoras, de porosidade e permeabilidade praticamente nulas. As rochas salinas apresentam deformação lenta e contínua quando submetidas a tensões constantes, fenômeno conhecido como fluência. Durante a perfuração de poços através de espessas camadas de sal podem ocorrer problemas operacionais, como o aprisionamento da coluna de perfuração e o colapso do poço. Ainda, a fluência pode levar ao colapso os revestimentos de um poço de petróleo revestido. Estes contratempos geram grandes desafios e criam oportunidades de evolução na indústria do petróleo. Neste contexto, este trabalho consiste na análise numérica da escavação de poços em rochas salinas para exploração de petróleo, com o estudo do comportamento geomecânico do sal utilizando o programa de elementos finitos Abaqus®. O efeito da fluência do sal durante e após a perfuração e cimentação dos poços foi verificado utilizando diferentes pesos de fluido de perfuração, simulado como não penetrante. Análises dos deslocamentos, deformações e tensões na parede do poço e em sua vizinhança foram realizadas por meio de análises de deformação plana e análises axissimétricas. Após a instalação do revestimento e cimentação do poço que engloba tanto o processo de endurecimento do cimento, quanto a resposta de fluência da camada de sal, pôde-se analisar os deslocamentos, deformações e o comportamento das tensões na fronteira sal-cimento, evitando possíveis intervenções em poços que acarretam perdas econômicas. Sendo assim, este estudo auxilia no monitoramento e controle do fechamento de poços de petróleo em evaporito, após a escavação e cimentação do poço, evitando os diversos problemas decorrentes do comportamento de fluência do sal. / Hydrocarbons are found under high pressure in porous rocks, called reservoir rocks. The presalt layer shows reservoir rock covered by an impermeable salt thick layer. Occurrences of salt structures are favorable for trapping of hydrocarbons and increase the probability of success in oil and gas prospecting. They are excellent cap rocks with porosity and permeability practically nil. Salt rock present creep when subjected to continuous and constant stress. During well drilling through thick salt layers operational problems may occur like the imprisonment of the drill string and the collapse of the well. Also, creep may cause the collapse of the well casing. These setbacks create great challenges and opportunities for the evolution of the oil industry. In this context, this work proposes the numerical analysis of well excavation in salt rock for oil exploration with the study of the geomechanical behavior of salt using a finite element method (FEM) software Abaqus®. The effect of salt creep during and after drilling and cementing of wells was verified using different weights of the drilling fluid assumed to be non-penetrable with respect to the wellbore formation. Analysis of displacements, strains and stresses on the face of the wellbore and into the salt formation were performed with plane strain and axisymmetric techniques. After installation of the well casing, cementing is simulated encompassing cement hardening as well as salt creep. It was possible to analyze displacements, strains and the behavior of the stress interactions between the existing boundary cement-salt formation, avoiding possible unnecessary workover operations that cause economical losses. Thus, this study assists in the control and monitoring of closing oil wells in evaporite, after excavation and cementing the well, avoiding many problems stemming from the behavior creep of salt.

Os hidrocarbonetos são encontrados sob alta pressão em rochas porosas, denominadas rochas reservatório. A camada pré-sal apresenta rochas reservatório cobertas por uma camada impermeável de sal de grande espessura. Ocorrências de estruturas salinas são favoráveis para o aprisionamento dos hidrocarbonetos e aumentam a probabilidade de sucesso na prospecção de óleo e gás, pois são excelentes rochas capeadoras, de porosidade e permeabilidade praticamente nulas. As rochas salinas apresentam deformação lenta e contínua quando submetidas a tensões constantes, fenômeno conhecido como fluência. Durante a perfuração de poços através de espessas camadas de sal podem ocorrer problemas operacionais, como o aprisionamento da coluna de perfuração e o colapso do poço. Ainda, a fluência pode levar ao colapso os revestimentos de um poço de petróleo revestido. Estes contratempos geram grandes desafios e criam oportunidades de evolução na indústria do petróleo. Neste contexto, este trabalho consiste na análise numérica da escavação de poços em rochas salinas para exploração de petróleo, com o estudo do comportamento geomecânico do sal utilizando o programa de elementos finitos Abaqus®. O efeito da fluência do sal durante e após a perfuração e cimentação dos poços foi verificado utilizando diferentes pesos de fluido de perfuração, simulado como não penetrante. Análises dos deslocamentos, deformações e tensões na parede do poço e em sua vizinhança foram realizadas por meio de análises de deformação plana e análises axissimétricas. Após a instalação do revestimento e cimentação do poço que engloba tanto o processo de endurecimento do cimento, quanto a resposta de fluência da camada de sal, pôde-se analisar os deslocamentos, deformações e o comportamento das tensões na fronteira sal-cimento, evitando possíveis intervenções em poços que acarretam perdas econômicas. Sendo assim, este estudo auxilia no monitoramento e controle do fechamento de poços de petróleo em evaporito, após a escavação e cimentação do poço, evitando os diversos problemas decorrentes do comportamento de fluência do sal. / Hydrocarbons are found under high pressure in porous rocks, called reservoir rocks. The presalt layer shows reservoir rock covered by an impermeable salt thick layer. Occurrences of salt structures are favorable for trapping of hydrocarbons and increase the probability of success in oil and gas prospecting. They are excellent cap rocks with porosity and permeability practically nil. Salt rock present creep when subjected to continuous and constant stress. During well drilling through thick salt layers operational problems may occur like the imprisonment of the drill string and the collapse of the well. Also, creep may cause the collapse of the well casing. These setbacks create great challenges and opportunities for the evolution of the oil industry. In this context, this work proposes the numerical analysis of well excavation in salt rock for oil exploration with the study of the geomechanical behavior of salt using a finite element method (FEM) software Abaqus®. The effect of salt creep during and after drilling and cementing of wells was verified using different weights of the drilling fluid assumed to be non-penetrable with respect to the wellbore formation. Analysis of displacements, strains and stresses on the face of the wellbore and into the salt formation were performed with plane strain and axisymmetric techniques. After installation of the well casing, cementing is simulated encompassing cement hardening as well as salt creep. It was possible to analyze displacements, strains and the behavior of the stress interactions between the existing boundary cement-salt formation, avoiding possible unnecessary workover operations that cause economical losses. Thus, this study assists in the control and monitoring of closing oil wells in evaporite, after excavation and cementing the well, avoiding many problems stemming from the behavior creep of salt.

This work describes the development of an axisymmetric finite element for the simulation of the viscous behavior of rock salt during vertical well drilling. Based on the displacement formulation of the Finite Element Method, functions on the format of the simplified elastic solution are used for the interpolation inside the element, thereby it is possible to describe the behavior of the system with a few degrees of freedom. The numerical modeling using the proposed element provides faster and more precise answers, therefore it can be used to assist both the design and making of wells, risk analysis and the calibration of the rock viscoelastic parameters in real scale situations. A model with few degrees of freedom representing the studied problem is useful for the low time required to provide results. To verify the proposed element efficiency, results and comparisons with classical finite elements are presented. / FUNDEPES - Fundação Universitária de Desenvolvimento de Extensão e Pesquisa / PRH-ANP - Programa de Recursos Humanos da Agência Nacional do Petróleo / Este trabalho apresenta o desenvolvimento de um elemento finito axissimétrico para a simulação do comportamento viscoso de rochas salinas durante a perfuração de poços verticais. Baseado na formulação em deslocamento do Método dos Elementos Finitos e utilizando funções de interpolação no formato da solução do problema elástico simplificado, o uso do elemento permite representar com poucos graus de liberdade os fenômenos envolvidos no sistema em questão. A utilização do elemento proposto na modelagem numérica do problema fornece respostas mais precisas e em menos tempo, auxiliando tanto na elaboração de projetos de poços como no acompanhamento de sua execução, em análises de risco e na calibração dos parâmetros viscosos das rochas em situações de escala real. A vantagem de se ter disponível um modelo com poucos graus de liberdade representativo do problema posto é a rapidez com que resultados podem ser obtidos. Para verificação da eficiência do elemento finito proposto são apresentados resultados e comparações com o elemento clássico, com funções de interpolação exclusivamente polinomiais, usualmente utilizado para discretizar esse problema.

This work provides a parametric study to evaluate the effect of temperature in salt rock well drilling problems. These rocks show a slow and continuous strain when subjected to constant stress, a phenomenon known as creep. With recent oil discoveries in deep water, for example, in the pre-salt, where temperatures are high, the study of the influence of temperature becomes relevant, since it contributes to the increase of the creep phenomenon. The aim of this study is to perform numerical simulations by Finite Element Method, using non-linear viscoelastic models and weak thermo-mechanical coupling to evaluate, through parametric analysis, the effect of temperature during salt rock well drilling. Numerical examples are performed to validate the studies. More specifically, it is considered the problem of well drilling for oil exploration below these salt layers. / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / Este trabalho apresenta um estudo paramétrico para avaliar o efeito da temperatura em problemas de perfuração em rochas salinas. Essas rochas possuem deformação lenta e contínua quando submetidas a tensões constantes, fenômeno conhecido como fluência. Com as recentes descobertas de petróleo em grandes profundidades como, por exemplo, no pré-sal, onde as temperaturas são elevadas, o estudo da influência da temperatura se torna relevante, uma vez que contribui para o aumento do fenômeno de fluência. O objetivo desse estudo é a realização de simulações numéricas, através do Método dos Elementos Finitos, utilizando modelos viscoelásticos não lineares e um fraco acoplamento termomecânico para avaliar, através de análises paramétricas, o efeito da temperatura durante a perfuração das rochas salinas. Exemplos numéricos são realizados para validação dos estudos. Mais especificamente, considera-se o problema de escavação de poços para exploração de petróleo abaixo dessas camadas salinas.

Made available in DSpace on 2014-06-11T19:32:19Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2009-07-28Bitstream added on 2014-06-13T20:47:22Z : No. of bitstreams: 1 correa_fs_dr_rcla.pdf: 17492057 bytes, checksum: 8cc4d1d3ffe575008117e1eb0708fac5 (MD5) / O interesse pela exploração petrolífera em armadilhas associadas à halocinese motivou a realização deste trabalho, que teve como objetivo caracterizar e descrever a evolução halocinética da região centro-norte da Bacia de Santos. Dados sísmicos e de poços foram utilizados na determinação do arcabouço estrutural-estratigráfico e na evolução cinemática do sal, por meio de técnicas de restauração palinspática. O contexto geológico-estrutural estabelecido serviu de alicerce para análise da dinâmica do sal em experimentos físicos análogos em caixa de areia com silicone. A área foi palco de intensa atividade halocinética a partir do Albiano, em resposta à distensão provocada pela abertura do Atlântico Sul e pela sobrecarga sedimentar, especialmente durante o Senoniano, quando imensas cunhas clásticas progradantes adentraram a bacia e expulsaram a espessa camada de sal, resultando numa extensa zona de falhas antitéticas, cujo bloco baixo consiste numa cicatriz da halocinese. Concomitantemente, falhas lístricas sintéticas se desenvolveram na porção norte da área, coexistindo dois sistemas de cisalhamento que resultou na instalação da zona de acomodação da distensão. No Paleoceno-Eoceno, importante sedimentação adentrou na porção sul da área exercendo sobrecarga diferencial sobre os diápiros adjacentes às mini-bacias senonianas, resultando na remobilização do sal e na inversão das mini-bacias para anticlinal tipo casco de tartaruga / The interest in petroleum traps associated to salt tectonics was the motivation to conduct this work. The objective of the thesis is to characterize and explain the halokinetic evolution of north-central region of Santos Basin. Seismic data and wells were used to construct the structural-stratigraphic framework leading to halokinetics evolution by using palinspatic restoration techniques. The structural geologic framework was the basis of salt dynamics analyses using silicone in sandbox analogues experiments. The studied area underwent intense halokinetic activities since Albian age in response to stretching associated to Atlantic South opening and sediment loading. During Senonian huge prograding clastics wedges entered the basin expelling thick layer of salt creating an extensive antithetic fault zone, known as Cabo Frio Fault Zone, where the hangingwall rests on a salt weld. Two sets of synthetic listric fault developed concomintantly in the northern portion of area, producing an accommodation zone. During Paleocene-Eocene an important sedimentation event estabilished in the southern area causing differential loading on diapirs adjacent to senonian mini basins, resulting in salt remobilization and inversion of mini basins to form turtle structures

[pt] Ao longo dos anos, a produção de energia tem dependido de recursos não sustentáveis, como os combustíveis fosséis. No entanto, com o aquecimento global e a crise energética urge-se investir em recursos de energia renovável, como o hidrogênio. O gás deve ser armazenado em um ambiente seguro para evitar vazamentos. Portanto, este trabalho foca no armazenamento de hidrogênio em cavernas de sal, uma vez que essas rochas possuem propriedades relevantes, como a baixa permeabilidade. Um fluxo de trabalho para análise de integridade de cavernas desde a construção até a operação é proposto, implementado e aplicado para o estudo de casos sintéticos e reais. O armazenamento de hidrogênio provoca variações de temperatura e pressões dentro da caverna. A termodinâmica do gás segue uma solução diabática, atualizando a pressão e a temperatura do gás a cada instante para representar cenários de campo. A formulação termomecânica é implementada no simulador GeMA, que acopla diferentes físicas. Casos sintéticos consideram modelos homogêneos e diferentes geometrias de caverna. Os resultados demonstraram a importância dos efeitos térmicos, pois as amplitudes térmicas podem comprometer a integridade da rocha, por exemplo, induzindo tensões de tração e afetando a permeabilidade. Um estudo hidráulico demonstrou risco mínimo de migração de gás para o exterior. Por último, dois casos reais foram investigados, litologia heterogênea e uma caverna irregular baseada em dados de sonar. Os resultados evidenciaram alguns desafios na operação de cavernas. / [en] Over the years, energy has been highly dependent on non-sustainable resources. However, global warming and the energy crisis urge for investments in renewable energy resources, such as hydrogen. The gas must be stored in a secure medium to avoid migration to the external environment. Thus, this work focuses on hydrogen storage in salt caverns, as these rocks present relevant properties for a storage site, such as low permeability. A workflow for cavern analysis from construction to operation is proposed, implemented, and applied to synthetic and actual field cases. Hydrogen storage provokes variations in temperature and pressure inside the cavern. The gas thermodynamics follows a diabatic solution, which updates gas pressure and temperature to represent the field conditions. The thermomechanical formulation is implemented into an in-house framework GeMA, which couples different physics. Synthetic case studies include homogeneous deposits and different cavern geometries. The results demonstrate the importance of thermal effects, as temperature amplitudes may compromise rock integrity, inducing tensile stresses and affecting its permeability. A hydraulic study demonstrated minimal hydrogen migration risk. Finally, two real field conditions were investigated, considering heterogeneous salt stratifications and a sonar-based cavern geometry. The results highlight some integrity challenges to be faced during cavern operation.