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Oil companies need to evaluate the risk of annular fluid or gas migration if cement fails during the life of the well. Sustained casing pressure can lead to shutting in the wells to avoid health, safety, and environment (HSE) risks and government fines. To understand the long-term integrity of cement in high temperature and high pressure (HTHP) conditions and the mechanical properties that affect the ability of cements to seal fluids, this project used finite-element models (FEMs) to study the stress-causing phenomena. FEM analyses in ABAQUS version 6.11 were used to determine the potential of cement failure in oil wells. The model uses a 3D section of a well that can be used for different casing and formation types under different loading conditions. The model built in ABAQUS version 6.11 allows incorporating materials with nonlinear mechanical properties; it also uses FEM analysis to forecast fractures inside the cement under different loading scenarios like hydraulic fracture jobs or casing tests. The finite-element model included cases for cement cracking, cement debonding, and plastic deformation of the cement and rock that can generate loss of zonal isolation. Linear manner: set cements behave elastically until a failure criterion is reached, and then they can behave plastically. The FEM approach can reproduce stresses, strains, and volume changes in the material under different environmental HTHP conditions. Cemented wells have both tensile and compressive stresses that make some parts of the cement sheath experience fracture initiation, plastic deformation, or debonding. This dissertation provides a model that will help drillers design the set cement for long-term integrity in HPHT well conditions. The FEM predicts if the cement sheath can develop debonding, cracks or plastic deformations during the life of the well. The cement sheath needs to be designed for long-term zonal isolation to avoid interzonal communications, remedial costs and environmental problems related to cement seal. A CMS™-300 Automated Permeameter, a mechanical properties analyzer, HPHT cement consistometer, annular expansion molds, and tri-axial test equipment were used in this study to test cements for specific applications in three Colombian oil fields, including an oil field with in-situ combustion project.

This work addresses the poroelastic effect on the processes involved in hydraulic fracturing and post-fracture production using a finite element based fully coupled poroelastic model which includes a triple system of wellbore-fracture-reservoir. A novel numerical procedure for modeling hydraulic fracture propagation in a poroelastic medium is introduced. The model directly takes into account the interaction of wellbore, hydraulic fracture and reservoir in a fully coupled manner. This allows realistic simulation of near fracture phenomena such as back stress and leak-off. In addition, fluid leak-off is numerically modeled based on the concept of fluid flow in porous media using a new technique for evaluating local pressure gradient. Besides, the model is capable of accommodating the zone of reduced pressure (including intermediate and fluid lag zones) at the fracture front so as to capture the behavior of fracture tip region more realistically. A fully coupled poroelastic model for gas reservoirs has been also developed using an innovative numerical technique. From the results of this study it has been found that fracture propagation pressure is higher in poroelastic media compared to that of elastic media. Also high formation permeability (in the direction normal to the hydraulic fracture) and large difference between minimum horizontal stress (in case of it being the smallest principal stress) and reservoir pressure reduce the rate of fracture growth. Besides, high pumping rate is more beneficial in elongating a hydraulic fracture whereas high viscous fracturing fluid is advantageous in widening a hydraulic fracture. It has been also shown that rock deformation, permeability anisotropy and modulus of elasticity can have a significant effect on fluid flow in a hydraulically fractured reservoir. Furthermore, it has been shown that long stress reversal time window and large size of stress reversal region can be caused by high initial pressure differential (i.e. the difference between flowing bottomhole pressure and reservoir pressure), low initial differential stress (i.e. the difference between maximum and minimum horizontal stresses) and low formation permeability in tight gas reservoirs. By taking advantage of production induced change in stress state of a reservoir, this study has also shown that a refracture treatment, if carried out in an optimal time window, can lead to higher economic gain. Besides, analysis of stress reversal region has depicted that a small region with high stress concentration in the vicinity of the wellbore could impede refracture from initiating at the desired place. Moreover, re-pressurization of the wellbore can result in further propagation of the initial fracture before initiation or during propagation of the secondary fracture.

Thesis (M.S.)--King Fahd University of Petroleum and Minerals, 1989. / Title from document title page. Includes bibliographical references. Available in PDF format via the World Wide Web.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 PetruciaDS_DISSERT_partes_autorizadas.pdf: 69844 bytes, checksum: 68dd4f60e7dc4e65dd92f5b166d276e6 (MD5) Previous issue date: 2010-03-22 / Os po?os HPHT atravessam zonas anormalmente pressurizadas e com altos gradientes de temperatura. Esses po?os apresentam elevadas concentra??es de tens?es produzidas pelas opera??es de perfura??o e fraturamento hidr?ulico, flutua??es da press?o e temperatura, for?as din?micas geradas durante a perfura??o, forma??es inconsolidadas, entre outros aspectos, podendo resultar em falhas mec?nicas na bainha de cimento. Tais falhas comprometem a estabilidade mec?nica do po?o e o isolamento das zonas produtoras de ?leos e/ou g?s. Para que opera??es corretivas n?o se fa?am necess?rias, ? preciso adequar as pastas ?s condi??es de cada po?o. Sistemas de pastas de cimento para po?os HPHT requerem um bom controle de suas propriedades termo-mec?nicas. Visto que a temperaturas superiores a 110 oC (230 oF) o cimento, ap?s alcan?ar um valor m?ximo de resist?ncia, inicia um processo de perda de resist?ncia (retrogress?o). Para prevenir esse efeito substitui-se parcialmente o cimento Portland por s?lica com objetivo de incrementar a rea??o pozol?nica. Esta rea??o modifica a trajet?ria do processo natural de hidrata??o do cimento, o gel de silicato de c?lcio hidratado (C-S-H) se converte em v?rias outras fases com maior resist?ncia. Pol?meros tamb?m s?o adicionados para proporcionar maior flexibilidade e agir como barreira ? propaga??o de trincas desenvolvidas sob tens?o. O presente trabalho teve como objetivo estudar o comportamento do sistema cimento/s?lica/pol?mero quando submetido ?s condi??es de alta temperatura e alta press?o. Foram formuladas pastas de cimento puro, pastas contendo 40 % BWOC de s?lica flour e pastas com diferentes concentra??es de poliuretana (5 % a 25 %) e 40 % BWOC de s?lica flour. O peso espec?fico das pastas foi fixado em 1,87 g/cm3 (15,6 lb/gal). Os resultados demonstram que as resist?ncias da pasta contendo 40% de s?lica e das com adi??o de pol?mero foram muito superiores a da pasta de cimento puro, n?o ocorrendo o efeito da retrogress?o. As pastas com pol?mero apresentaram um crescente aumento da tenacidade com o aumento da concentra??o da mesma, sendo assim capaz de suportar as tens?es. Al?m de se manterem est?veis termicamente acima de 180 ?C. O sistema tamb?m apresentou excelentes resultados de filtrado, reologia, ?gua livre, estabilidade e permeabilidade. Sendo assim, o mesmo mostrou ser aplic?vel a po?os HPHT

[pt] Na formulação e preparo de pastas cimentícias destinadas ao revestimento de poços de petróleo é imperativo que seja levado em conta o conjunto de condições associadas ao ambiente da prospecção. Esta tese tem por objetivo investigar a interação entre a halita e pastas cimentícias, no âmbito da exploração das reservas do pré-sal brasileiro, através da caracterização de propriedades químicas e mecânicas da pasta na presença de NaCl. A influência da temperatura, importante característica da camada em questão, também foi avaliada, a partir de duas condições de cura, a 23 graus Celsius e 60 graus Celsius. Sendo o sal artificial (para análises laboratoriais - PA) comumente empregado em substituição à halita na simulação dos efeitos da dissolução dos maciços salinos durante a cimentação, estes dois materiais foram utilizados comparativamente ao longo deste estudo. Os comportamentos observados em ensaios de compressão uniaxial foram similares, tendo sido demonstrado que, em baixas temperaturas, ocorrem ganho de resistência para adições salinas de até 10 porcento e perda de resistência para valores. Alterações nos mecanismos de hidratação e produtos formados são estudadas através de análises de difração de raios-x e termogravimetria. A partir destes testes, é possível a verificação da formação do Sal de Friedel, resultado da interação entre íons cloreto e fases aluminoferrosas do clínquer. Finalmente, é discutida a influência destas adições na reologia da pasta, ao se observar resultados divergentes para adições de sal PA e halita. / [en] When developing and designing cement pastes for oil well applications, proper attention should be given to the careful evaluation of the environment in which the prospection operations will take place. The work in hand presents an experimental investigation on the interaction between halite and cement pastes, meeting the continuous demand for research concerning the Brazilian pre-salt region. For this purpose, mechanical and chemical tests were carried out. Being a feature of major importance in pre salt activities, temperature effects were adressed through two different curing temperatures: 23 degrees Celsius and 60 degrees Celsius. Also, many authors use artificial salt as an alternative to halite when simulating the effects of salt rock dissolution. Therefore, both materials are used throughout the experimental program for comparison purposes. A similar unidirectional compressive behavior is noted for both materials. Gains in strength are noted at 23 degrees Celsius for both salts, to concentrations up to 10 percent by weight of water. On the other hand, higher concentrations or a higher curing temperature yield strength losses. Furthermore, hydration and microstructure changes are studied through x-ray diffraction and thermogravimetric analysis. Through these tests it is possible to detect the formation of Friedel s salt, as a result of the interaction between chloride ions and the aluminate and/or aluminoferrite phases of clinker. Finally, the influence of these additions on the rheology of the cement paste is discussed, as differences on the rheological behavior of these cement pastes are noted.

[pt] Os materiais usados como agentes de sustentação em operações de fraturamento para estimular a produção em poços de petróleo devem exibir propriedades tais que garantam a estabilidade da fratura, ao mesmo tempo que assegure o escoamento do fluido da formação pelo material de sustentação. Em virtude das diferentes condições encontradas nas formações rochosas, materiais com diferentes características prestam-se a esta finalidade. A busca por materiais alternativos é desejável para otimizar desempenho e minimizar custos.Este trabalho relata a avaliação de diferentes materiais para uso como gente de sustentação. Os materiais testados são: piso cerâmico moído, porcelanato granulado, miçangas vazadas e miçangas maciças (ambas usadas na confecção de bijuterias) e microesferas de vidro. Os materiais foram submetidos à avaliação previstas nas normas API, ISO e ABNT aplicáveis.Os resultados mostraram que as microesferas de vidro possuem potencial de uso como propantes, desde que revestidas com resina fenólica, enquanto que os demais materiais falham em algum dos critérios de avaliação, principalmente da resistência ao esmagamento. / [en] Materials used as propant in hydraulic fracturing to improve production in oil wells must present properties that promote machanical stability of the fracture and sustain the flow of fluid from the reservoir through the fracture filled with the propant material. Due to diferent service conditions found in oil reservoirs, materials with different group of properties can be used with this finnality. The development of alternative materials is required to optimize peformance and minimize costs. This work reports the evaluation of some materials to be used as propants. They are: milled floor tile, granulated porcelanate, glass hollow beads and glass massive beads (used in the manufacturing of jewelry) and glass microspheres. These materials were evaluated according to tests previewed in specific API, ISO and ABNT technical standards.The results have shown that the glass microspheres satisfy the specifications stated by the standards, since it is recovered with phenolic resin, while the other materials eventually fail in some evaluation criterion, mainly in crash resistance.

[pt] A produção de areia em poços de petróleo é um problema bem conhecido devido às conqüências catastróficas, que muitas vezes chegam a afetar a vida produtiva de um reservatório inteiro. Estudos sobre o assunto vêm sendo desenvolvidos, e uma importante linha de pesquisa tem se formado. No entanto, estes estudos focam principalmente na predição ou começo da produção de areia, dando uma importância menor à sua quantificação. Há mais de vinte anos, este problema tem sido relatado em um Campo da Bacia de Maracaibo na Venezuela, levando ao fechamento de um grande numero de poços. O problema é ainda maior devido às condições do reservatorio: profundidade (maior a 5000 (m)), alta pressão e temperatura assim como a resistência mecânica da rocha (maior a 50 (Mpa)) fazem que estudos mais avançados sejam precisados para além de determinar que fatores influenciam este fenômeno, observar se os modelos de quantificação utilizados neste trabalho representam o que ocorre no campo. Para isto, utilizo-se o software comercial de elementos finitos Abaqus junto com a sub-rotina de erosão assim como o modelo analitico de Willson, baseada na resistência equivalente da formação obtida a partir dos ensaios de cilindro oco ou TWC (thick Walled Cylinder) desenvolvidos também neste trabalho. Em ambos métodos, foram imposta condições reais do campo: estado de tensão, pressão de fundo do poço, poro-pressão, assim como o comportamento tensão-deformação da rocha, obtidos a partir de ensaios de compressão uniaxial. Para o caso da modelagem numerica, forem analisados dois casos, poço aberto (modelo de duas dimensoes) e tunel canhoneado (modelos de tres dimensoes). No caso do modelo de Willson foi implementado o túnel canhoneado. / [en] Sand production at oil wells is a well-known problem, due to the disastrous consequences that in some cases affect the productivity of the entire reservoir. Studies about the subject have been development and a very important research line has been created. However, those progresses are more focus on sand production onset, giving less importance to the quantification issue. Whit more than twenty years, there is a field located on Maracaibo Basin, Venezuela that has been affected with this problem occasionating the closure of a big amount of wells. The problem is even bigger due to the reservoir conditions: depth (more than 5000 (m)), high pressure and temperature conditions and also rock mechanics strength (more than 50 (Mpa)) make that more advanced studies will be need for seeking the factors that affect in this phenomenon and observe if the quantifications models used in this work represent the field observations. For this, was used the commercial software of finite elements Abaqus whit the erosion sub-routine as well as the analytical Willson model based on the equivalent strength formation obtain from thick walled cylinder test development in this work also. In both methods were used real field conditions: state of stress, bottom hole pressure, pore pressure and the stress-strain rock behavior obtain form uniaxial compression test. For the numerical model were analyzed two cases, open hole (two dimension model) and perforation tunnel (three dimension model). For the analytical Willson model was just implemented the perforation tunnel case.

[pt] Um dos maiores desafios para a produção de hidrocarbonetos em reservatórios de arenitos pouco consolidados é o controle da produção de areia. Os mecanismos envolvidos nesse fenômeno são complexos e isto é resultado de uma grande variedade de fatores, como por exemplo, a magnitude das tensões in situ, a resistência mecânica da formação e as operações de desenvolvimento do poço. Este problema pode ser resolvido ou amenizado até níveis aceitáveis através de estratégias de completação específicas, como instalação de telas ranhuradas ou do gravel pack, desde que haja uma previsão do potencial de produção de areia da formação. Apesar do grande número de modelos numéricos desenvolvidos para prever este comportamento, a consistência dos mesmos pode ser questionada, uma vez que podem ser observadas diferenças entre as predições e os dados de campo. Para validar esses modelos, são necessários dados confiáveis, que podem ser obtidos através de ensaios de laboratório. Os objetivos do trabalho foram determinados considerando esses pontos, além da questão do uso em larga escala do gravel pack como técnica de controle da produção de areia nos campos brasileiros. São eles: (i) investigar o comportamento de um sistema de contenção de areia instalado em uma formação com potencial de produção de areia, (ii) verificar a influência do aumento de tensão efetiva na produção de areia e entender como a carga é transmitida para o sistema e (iii) validar um modelo numérico desenvolvido para o estudo de campo. Para ensaios, realizados em uma célula poliaxial sob condições controladas, utilizaram-se blocos de grandes dimensões. Foram analisados 5 casos representativos, sendo cada um deles simulado 4 vezes. O primeiro caso consiste na verificação da formação de um breakout em poço aberto, sem a utilização de nenhum sistema de contenção de areia. Os outros quatro casos são reproduções do sistema gravel-tela, com diferentes configurações. Os resultados foram satisfatórios e de acordo com eles, é possível identificar uma tendência de comportamento para cada cenário: gravel com distribuição uniforme no anular e diâmetro de partícula utilizada no gravel. A verificação de um modelo numérico, desenvolvido na Petrobrás, foi feita a partir destes resultados e mostrou uma boa aproximação de resultados de laboratório. / [en] A major problem during hydrocarbon production from poorly consolidated sandstone in the influx of sand, or sand production. This problem is complex and can occur as a result of a large variety of reasons, like magnitude of the in situ stresses, formation strength, and wellbore-development operations. If the potential for sand production could be predicted, then the problem may be solved or reduced to an accepteble level by proper completion strategy, such as the use of stand alone screens or gravel pack. Although a large number of numerical models for sand production prediction hava been developes, the consistency of the models could be questioned, due to the differences between the predictions and field observations. To improve and validate these models, reliable data are necessary. This study has been developed based on these concerns, and also, considering the massive use of the gravel-pacck as sand control technique on Brazilian fields. The objective were (i) investigation of the gravel-pack system behavior, (ii) varifacation of the increase on effective stress on sand production and (iii) validation a numerical model developed for field sand production prediction. The large-scale tests were carried out on a poliaxial cell. It was selectes 5 representative cases, and they were developed on an artificial well, under controlled conditions. On the first one, it was observed a breakout formation on an openhole. On the other 4 cases, it was simulated the gravel pack, submitted to different conditions, each of them reproduced 4 times. The numerical model was developed by Petrobras/Roncador field engineers, using a commercial numericak modeling program. Results were satisfactory. According to them, is possible to identify a behavior tendency for each condition: the influence of the gravel uniform distribution on the annulus and the influence of gravel diameter. The numerical model showed a very good approach to the laboratory results.

Made available in DSpace on 2015-05-08T15:00:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 arquivototal.pdf: 3072301 bytes, checksum: cfa4169565d19880f430b4e2c197f55c (MD5) Previous issue date: 2010-03-31 / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / Oil wells may be as deep as 5000 m and consist of several types of casing. As these casings are cast in place, there is an annular space that needs to be filled to support the whole system and protect the metallic tubes against substances present in the environment of the well. This process is accomplished through cementing, by pumping a paste composed mainly of water, cement and additives. Various events such as variations in pressure and temperature, vibrations caused by explosive charges applied in the well and migration of undesirable substances in the interface casing/sheath of cement paste can impair the quality of the bond between the metallic coating and the sheath of cement paste.Specifically substances such as NaCl and oil can seep into this interface and interfere with the bond. This reflects in the operation of the well. This work aimed investigating the behavior of the condition of bond of the interface casing/sheath of cement paste, through modal tests. For this investigation modal tests were carried out on samples molded with metal pipes coated partially by a cylinder of cement paste and three contact conditions were simulated: no treatment on the surface of the pipes, treatment with NaCl and with oil. It was observed that the presence of these substances affects the modal parameters natural frequency and damping ratio and consequently affect the condition of bond, identified by the value of an elastic spring constant (K), inserted at the interface from a numerical model developed to investigate the phenomenon. It was also observed that the employed technique is sensitive to changes in adhesion at the interface metal tube / sheath of cement paste. / Poços de petróleo são constituídos de diversos tipos de revestimentos metálicos, podendo atingir profundidades de até 5000 m. À medida que são lançados esses revestimentos, surge um espaço anular que necessita ser preenchido para dar sustentação ao sistema completo e proteger o revestimento de substâncias inerentes ao ambiente do poço. Esse preenchimento é realizado por meio de processo de cimentação, com bombeamento de uma pasta composta essencialmente de água, cimento e aditivos, constituindo uma bainha ao redor do revestimento. Diversos acontecimentos como, variações de pressão e temperatura, vibrações provocadas por cargas explosivas aplicadas dentro do poço e migração de substâncias indesejáveis na interface revestimento metálico/bainha de pasta de cimento podem prejudicar a qualidade da ligação entre o revestimento metálico e a bainha de pasta de cimento. Especificamente, substâncias como cloreto de sódio (NaCl) e óleo podem se infiltrar nessa interface, interferir na aderência refletindo no funcionamento do poço. Desta forma este trabalho teve como objetivo principal investigar o comportamento da condição de aderência da interface revestimento metálico/bainha de pasta de cimento, através de testes modais. Para esta investigação foram aplicados testes modais em amostras moldadas com tubos metálicos revestidos parcialmente por uma pasta de cimento No experimento foram adotadas três condições de contato: sem substância na superfície nos tubos, com a substância NaCl na superfície dos tubos e com a substância óleo na superfície dos tubos. Foi observado que a presença dessas substâncias afetou os parâmetros modais freqüência natural e razão de amortecimento e, por conseqüência, afetou a condição de aderência. Esta última foi avaliada através do valor de constante elástica de mola (K), inserida na interface, nos modelos numéricos desenvolvidos para representar o fenômeno. Concluiu-se também que o uso desta técnica é viável para avaliação de aderência neste tipo de sistema.