Made available in DSpace on 2014-12-17T14:07:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ManoelIQJ_DISSERT.pdf: 1658589 bytes, checksum: 30023fa8ec2e11231777b5b0249ad3cc (MD5) Previous issue date: 2013-05-27 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / The oil wells cementing is a critical step during the phase of well drilling, because problems during the operation of slurry pumping and an incomplete filling of the annular space between the metal casing and the formation can cause the slurry loss. Therefore, the slurry adopted in primary cementing an oil well must be properly dosed so that these problems are avoided during its pumping. When you drill a well in a weak rock formation requires even more careful, because should be a limit of hydrostatic pressure exerted during cementation, that does not occur rock collapse. With the objective of performing the cementing of a well whose formation is weak or unconsolidated are employed lighter slurries. Thus, this study used slurries with sodium silicate and nano silica in concentrations of 0,1; 0,4; 0,7 e 1,0 gpc, in which the slurries with nano silica showed the rheological parameters higher concentrations of up to 0.7 gpc and for concentration of 1.0 the slurry with sodium silicate obtained the highest values, remaining above the limits for application in fields, mainly wells with low fracture gradient, because a significant increase in viscosity may result in an increase in pressure pumping in operations of secondary cementations. Furthermore, there was no decrease in strength with increasing concentration of additive. Then, it is possible use of these additives to formulate Lighter slurry / A cimenta??o de po?os de petr?leo ? uma das etapas mais criticas durante a fase de perfura??o de um po?o, pois problemas durante a opera??o de bombeio da pasta e um preenchimento incompleto do espa?o anular, entre o revestimento e a parede do po?o, podem causar a perda do mesmo. Portanto, a pasta adotada na cimenta??o prim?ria de um po?o de petr?leo deve ser calculada adequadamente para que sejam evitados estes problemas durante seu bombeamento. Ao se perfurar um po?o em uma forma??o rochosa fraca requer-se, ainda, mais cuidado, pois, em geral, deve existir um limite de press?o hidrost?tica exercida durante a cimenta??o, para que n?o haja o colapso da forma??o. Com o objetivo de se realizar a cimenta??o de um po?o cuja forma??o ? fraca ou inconsolidada s?o empregadas pastas leves. Desta forma, neste trabalho foram utilizadas pastas com silicato de s?dio e nano s?lica em concentra??es de 0,1; 0,4; 0,7 e 1,0 gpc, onde as pastas com nano s?lica apresentaram os par?metros reol?gicos superiores at? a concentra??o de 0,7 gpc e para a concentra??o de 1,0 gpc a pasta com silicato de s?dio obteve os maiores valores, ficando acima dos limites estabelecidos para aplica??o em campos, principalmente em po?os com baixo gradiente de fratura, pois o aumento significativo da viscosidade pode resultar no incremento da press?o de bombeio em opera??es de recimenta??o. Al?m disto, n?o foi observado em decr?scimo de resist?ncia mec?nica com aumento de concentra??o dos aditivos. Sendo poss?vel utiliza??o destes aditivos para formula??o de pastas leves

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 TiagoRS.pdf: 224853 bytes, checksum: a7ecf3c3cba57ff6b3ea1ac7c4fb7f05 (MD5) Previous issue date: 2009-06-02 / Petr?leo Brasileiro SA - PETROBRAS / Cementation operation consists in an extremely important work for the phases of perforation and completion of oil wells, causing a great impact on the well productivity. Several problems can occur with the cement during the primary cementation, as well as throughout the productive period. The corrective operations are frequent, but they are expensive and demands production time. Besides the direct cost, prejudices from the interruption of oil and gas production till the implementation of a corrective operation must be also taken into account. The purpose of this work is the development of an alternative cement paste constituted of Portland cement and porcelainized stoneware residue produced by ceramic industry in order to achieve characteristics as low permeability, high tenacity, and high mechanical resistance, capable of supporting various operations as production or oil wells recuperation. Four different concentration measures of hydrated paste were evaluated: a reference paste, and three additional ones with ceramic residue in concentrations of the order of 10%, 20% and 30% in relation to cement dough. High resistance and low permeability were found in high concentration of residues, as well as it was proved the pozolanic reactivity of the residue in relation to Portland cement, which was characterized through x-ray and thermogravimetry assays. It was evident the decrease of calcium hydroxide content, once it was substituted by formation of new hydrated products as it was added ceramic residue / A opera??o de cimenta??o consiste em um trabalho de extrema import?ncia para as fases de perfura??o e completa??o de po?os de petr?leo e tem grande impacto sobre a produtividade do po?o. Muitos problemas podem ocorrer com o cimento, tanto durante a cimenta??o prim?ria do po?o como tamb?m durante seu per?odo produtivo. As opera??es para corre??o destes problemas s?o freq?entes, por?m onerosas e demandam tempo de produ??o. Al?m do custo direto da opera??o corretiva, deve m ser ontabilizados, ainda, preju?zos devidos ? interrup??o da produ??o de ?leo e g?s at? que uma opera??o de corre??o seja realizada. Este trabalho tem como objetivo o desenvolvimento de pastas cimentantes alternativas, constitu?das por cimento Portland e um res?duo de porcelanato produzido pela ind?stria cer?mica, a fim de obter caracter?sticas como baixa permeabilidade, alta tenacidade e alta resist?ncia mec?nica, capazes de suportar as diversas opera??es, tanto de produ??o como de recupera??o de po?os de petr?leo. Foram avaliadas quatro concentra??es diferentes de pastas hidratadas: uma pasta de refer?ncia e tr?s pastas contendo res?duo cer?mico nas concentra??es de 10%, 20% e 30%, em rela??o ? massa do cimento. Foram encontradas, para as maiores concentra??es de res?duo, maior resist?ncia mec?nica e menor permeabilidade, al?m de ser comprovada a reatividade pozol?nica do res?duo com o cimento Portland. Esta foi caracterizada atrav?s dos ensaios de Difra??o de Raios X e Termogravimetria, ficando clara a diminui??o do teor de hidr?xido de c?lcio, substitu?do pela forma??o de novos produtos hidratados ? medida que se adicionava o res?duo cer?mico

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Julio Cezar de oliveira Freitas_nao permite publicacao_pdf.pdf: 2629498 bytes, checksum: 933e76a7de6f0be7c8d579af7a68bb18 (MD5) Previous issue date: 2010-06-18 / The primary cementing is an important step in the oilwell drilling process, ensuring the mechanical stability of the well and the hydraulic isolation between casing and formation. For slurries to meet the requirements for application in a certain well, some care in the project should be taken into account to obtain a cement paste with the proper composition. In most cases, it is necessary to add chemicals to the cement to modify its properties, according to the operation conditions and thus obtain slurries that can move inside the jacket providing a good displacement to the interest area. New technologies of preparation and use of chemicals and modernization of technological standards in the construction industry have resulted in the development of new chemical additives for optimizing the properties of building materials. Products such as polycarboxylate superplasticizers provide improved fluidity and cohesion of the cement grains, in addition to improving the dispersion with respect to slurries without additives. This study aimed at adapting chemical additives used in civil construction to be used use in oilwell cement slurries systems, using Portland cement CPP-Special Class as the hydraulic binder. The chemical additives classified as defoamer, dispersant, fluid loss controller and retarder were characterized by infrared absorption spectroscopy, thermogravimetric analyses and technological tests set by the API (American Petroleum Institute). These additives showed satisfactory results for its application in cement slurries systems for oil wells. The silicone-based defoamer promoted the reduction of air bubbles incorporated during the stirring of the slurries. The dispersant significantly reduced the rheological parameters of the systems studied. The tests performed with the fluid loss controller and the retarder also resulted in suitable properties for application as chemical additives in cement slurries / A cimenta??o prim?ria ? uma etapa importante durante o processo de perfura??o de po?os petrol?feros, garantindo a estabilidade mec?nica do po?o e o isolamento hidr?ulico entre o tubo de revestimento e a forma??o. Para que a pasta de cimento atenda aos requisitos estabelecidos para sua aplica??o em um determinado po?o, alguns cuidados no seu projeto de execu??o devem ser levados em considera??o para a obten??o de uma pasta de cimento com composi??o adequada. Na grande maioria dos casos, ? necess?ria a adi??o de produtos qu?micos ao cimento para modificar suas propriedades, conforme as condi??es do po?o ou opera??o e, assim, obter pastas que possam se deslocar no interior do revestimento promovendo um bom deslocamento at? a zona de interesse. Novas tecnologias de prepara??o e uso de produtos qu?micos e a moderniza??o dos padr?es tecnol?gicos no setor da constru??o civil t?m resultado no desenvolvimento de novos aditivos qu?micos para a otimiza??o das propriedades dos materiais construtivos. Produtos como superplastificantes a base de policarboxilato proporcionam maior fluidez e coes?o dos gr?os de cimento, al?m de melhorar a dispers?o em rela??o ?s pastas sem aditivos. Este trabalho tem como objetivo adequar aditivos qu?micos utilizados na constru??o civil para aplica??o em sistemas de pastas de cimento de po?os petrol?feros, utilizando como aglomerante hidr?ulico o cimento Portland CPP-Classe Especial. Os aditivos qu?micos classificados como antiespumantes, dispersantes, controladores de filtrado e retardadores de pega foram caracterizados por espectroscopia de absor??o na regi?o do infravermelho, an?lise termogravim?trica e ensaios tecnol?gicos estabelecidos pelo API (American Petroleum Institute). Estes aditivos apresentaram resultados satisfat?rios para sua aplica??o em sistemas de pasta de cimento para po?os de petr?leo. O antiespumante, a base de silicone, promoveu redu??o do aprisionamento de ar durante o processo de agita??o das pastas. O aditivo dispersante reduziu consideravelmente os par?metros reol?gicos dos sistemas estudados. Os testes realizados com o controlador de filtrado e o retardador de pega tamb?m apresentaram propriedades adequadas para aplica??o como aditivos qu?micos em pastas para cimenta??o

[pt] A previsão da produção de poços tem um papel crucial na engenharia de petróleo. Logo, a modelagem do escoamento no reservatório e no poço é fundamental em diversos problemas nessa área. Na maioria esmagadora dos problemas, a equação de Darcy é a escolha para prever o comportamento do fluxo em rochas petrolíferas. O grande sucesso do uso da equação de Darcy, infelizmente, levou sua aplicação para fora do âmbito dos problemas para os quais esta se aplica. A equação clássica de Darcy apresenta limitações quando aplicadas em meios porosos altamente heterogêneos, por exemplo com cavidades conectadas por redes de fraturas, com vugs e cavernas. Ao longo dos anos, outras modelagens foram propostas e derivadas de outros pontos de vista para tratar o escoamento em meios porosos, por exemplo, através do processo de média de volume ou através de teoria de mistura. O presente trabalho utiliza as equações médias em meios porosos. O modelo desenvolvido contabiliza termos adicionais para a equação de quantidade de movimento linear que são relevantes em várias situações práticas, e envolve a solução conjunta das equações de conservação. No modelo desenvolvido neste trabalho, o escoamento no reservatório é resolvido de forma acoplada ao escoamento ao longo do poço, considerando a possibilidade de utilização de diferentes tipos de completação. As previsões dos campos de pressão e velocidade, assim como a produtividade de poços de petróleo utilizando o modelo desenvolvido são comparadas com as previsões do modelo baseado na equação de Darcy. Mostra-se que para determinadas situações, em especial em reservatórios carbonáticos, altamente heterogêneos, grandes diferenças podem ser obtidas. A previsão da produtividade de um poço a partir da equação de Darcy pode ser significativamente super-estimada. / [en] Predicting wellbore production plays a crucial role in petroleum engineering. Therefore, the modeling of the ow in reservoir and in wellbore is fundamental in several problems in this area. In the overwhelming majority problems, Darcy s equation is the choice to predict the behavior of ow in reservoirs. The great success of Darcy s equation, unfortunately, took its application out of the scope of the problems for which it applies. The classic Darcy s equation presents limitations when applied in highly heterogeneous porous media, for example with cavities connected by fracture networks, with vugs and caves. Over the years, other models have been proposed and derived from other points of view to treat ow in porous media, for example through the average volume process or through mixture theory. The present work considers the average volume process in porous media. The developed model includes additional terms for the linear momentum equation that are relevant in several practical situations, and involves the joint solution of conservation equations. In the model developed in this work, the ow in the reservoir is solved coupled to the wellbore ow, considering the possibility of using different completion types. The pressure and velocity fields predictions as well as the productivity of oil wellbores using the developed model are compared with the predictions of the model based on the Darcy s equation. It is shown that for certain situations, especially in highly heterogeneous carbonate reservoirs, large differences can be obtained. The prediction of the productivity of a wellbore from the Darcy s equation can be significantly overestimated.

Submitted by Johnny Rodrigues (johnnyrodrigues@ufcg.edu.br) on 2018-07-06T13:30:59Z No. of bitstreams: 1 ANA CRISTINA BRANDÃO DA ROCHA - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2005..pdf: 1006739 bytes, checksum: 4e04fdbb6a647fde919b61cabb001e1d (MD5) / Made available in DSpace on 2018-07-06T13:30:59Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ANA CRISTINA BRANDÃO DA ROCHA - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2005..pdf: 1006739 bytes, checksum: 4e04fdbb6a647fde919b61cabb001e1d (MD5) Previous issue date: 2005-10 / A preocupação em identificar os parâmetros do reservatório que mais interferem no escoamento de fluidos e modelá-los numa escala compatível com o estudo de simulação de fluxo é antiga. Desde a década de 70 sentiu-se a necessidade de descrever adequadamente esses parâmetros e vários modelos e escalas de heterogeneidade foram propostos com o objetivo de defini-las, como também de definir as incertezas inerentes ao conhecimento do reservatório. Dentre as técnicas de obtenção de dados, na fase de perfuração de um poço, podemos destacar a perfilagem, pelo seu baixo custo em relação às demais técnicas. Por meio dela, é obtida uma série de dados dos poços, chamados perfis, cuja interpretação permite uma avaliação da formação geológica em estudo, ou seja, da jazida petrolífera. A geoestatística enfatiza o contexto geológico em que os dados foram obtidos, a relação espacial entre esses dados e os valores medidos em diferentes suportes volumétricos e graus de precisão. Modelos da geoestatística baseiam-se, em parte, na teoria das probabilidades, reconhecendo e incorporando as incertezas advindas do processo de obtenção dos dados. A modelagem torna-se uma ferramenta importante, pois permite simular as regiões de onde se possui pouco ou nenhum conhecimento. / The concern in identifying the parameters of the reservoir that are relevant in fluid draining and shape them in a compatible scale with the study of flow simulation is old. Since 70 years it was felt necessity to describe adequately these parameters and some models and scales of heterogeneity had been considered with the objective to define heterogeneities, as also the uncertainties inherent to the knowledge of the reservoir. Among the sampling techniques in the well perforation stage, we can detach the logging, because its low cost in relation to others techniques. Through it, are gotten a series of data about the well, called profiles, whose interpretation allows an evaluation of the geologic formation in study. The geostatistic emphasizes the geologic context where the data had been gotten, the spatial relation among these data and the values measured in different volumetric supports and precision degrees. Models of geostatistic are based, in part, in probability theory, recognizing and incorporating the happened uncertainties of the process of attainment of the data. The modeling becomes an important tool, therefore it allows to simulate the regions where little or any information is available.

[pt] O tamponamento de poços de petróleo é analisado numericamente. Neste processo, um fluido mais denso (pasta de cimento) é colocado sobre outro menos denso (fluido de perfuração) em um poço vertical, resultando em uma situação de instabilidade. O escoamento resultante foi estudado de forma a avaliar se o isolamento do poço ocorreria até o momento da cura do cimento (entre 4 e 5 horas). O cimento foi modelado como fluido não-newtoniano e o fluido de perfuração foi considerado newtoniano em alguns casos e não-newtoniano nos demais casos. A solução do escoamento foi obtida numericamente, usando-se o programa ANSYS Fluent. As equações de conservação são resolvidas empregando-se o Método dos Volumes Finitos e o escoamento multifásico foi modelado utilizando-se o método Volume de Fluido. O comportamento viscoplástico não-newtoniano foi modelado empregando a equação constitutiva do fluido newtoniano generalizado, com a função de viscosidade Herschel-Bulkley. O sucesso da operação foi determinado pela combinação dos parâmetros reológicos e geométricos. O efeito dos parâmetros como a razão entre densidades e viscosidades foi investigado para uma geometria fixa (razão fixa entre o comprimento do tampão e o seu diâmetro). Além disso, a influência dessa mesma razão no processo também foi analisada enquanto outros parâmetros foram mantidos fixos. Foi demonstrado que o escoamento é muito instável e que os parâmetros estudados afetam consideravelmente a operação. / [en] The plugging process of an oil well was analyzed numerically. In this process, the denser fluid is the cement plug, which was placed above the drilling fluid in a vertical well, resulting in an unstable situation. The cement plug was modeled as non-Newtonian and the drilling fluid was considered Newtonian in some cases and non-Newtonian in other cases. The flow solution is studied using the ANSYS Fluent program. The conservation equations were solved using the Finite Volume Method, and the multiphase flow was modeled with the Volume of Fluid method. The non-Newtonian viscoplastic behavior of the cement plug was modeled with the Generalized Newtonian Fluid constitutive equation, with the Herschel-Bulkley viscosity function. The success of the operation was determined by the combination of the governing rheological and geometric parameters. The effect of the governing parameters, such as the density ratio and the viscosity ratio, were investigated for a fixed geometry and a fixed ratio between the cement plug length and diameter. Furthermore, the influence of this ratio in the process was also analyzed while others governing parameters were fixed. It was shown that the flow is highly unstable, and that the governing parameters considerably affect the operation.

[pt] A análise das tensões em poços de petróleo é de extrema importância para a prevenção de acidentes durante as fases de construção e produção. As simulações devem aproximar-se ao máximo da realidade, representando da melhor forma as operações ao longo da vida útil do poço e, consequentemente, aumentando sua confiabilidade. Com esse objetivo, uma solução analítica é desenvolvida utilizando uma metodologia que simula a vida útil do poço. Nessa metodologia, consideram-se os efeitos das variações de temperatura em todo modelo e de poropressão na formação. Além disso, adotam-se os materiais em regime elástico, utilizando a hipótese de poço perfeitamente circular, vertical e com cargas uniformes. A solução analítica é calculada a partir das equações de Bradley para a perfuração, e de Lamé para as fases de descida do revestimento, cimento endurecido e produção. Nessa solução é feita uma compatibilidade de deslocamentos radiais entre as superfícies em contato, possibilitando o cálculo dos incrementos de tensão ao final de cada fase. Essa mesma metodologia é utilizada na modelagem por elementos finitos. A partir de dois estudos de caso, os resultados obtidos através das abordagens numérica e analítica são comparados. O primeiro estudo de caso representa um poço no Mar do Norte, e o segundo, um poço em um campo na Bacia de Santos, Brasil. Nos dois estudos de caso, são apresentadas as tensões radiais e tangenciais ao longo do revestimento, do cimento e da rocha, e também os índices de plastificação para o revestimento e para o cimento. No segundo estudo de caso, duas profundidades são avaliadas: no reservatório, considerando um revestimento, e em uma camada mais rasa, com dois revestimentos. Em ambos os estudos de caso, os resultados encontrados pela solução analítica são iguais aos obtidos pela solução numérica, validando, portanto, a solução analítica apresentada como uma alternativa para avaliação de tensões em condições ideais. / [en] The assessment of the wellbore stress state is extremely important in order to prevent accidents during construction and production phases. The methodology used in the models must be closer to reality, representing the wellbore lifespan operations, and consequently, enhancing the reliability of the wellbore. Thus, an analytical solution is developed using a methodology capable of simulating some of the main steps of the wellbore operations. In this methodology, the temperature and the pore pressure variations are considered. Besides that, it is used the assumption of circular and vertical wellbore under uniform loads, considering the elastic behavior of the materials. The analytical solution is developed using Bradley equation during the drilling step and Lamé equation during the construction and production steps. Therefore, the stresses after each step are calculated using the radial displacement compatibility between the surfaces in contact. This same methodology is used in the finite element model. Based on two case studies, the results obtained by the analytical and numerical solutions are compared. The first case study represents a wellbore in the North Sea while the second, a wellbore in a field in Santos Basin, Brazil. In both case studies, the radial and tangential stresses are presented for the casings, the cements and the formation, as well as the yield index in the casings and the cements. In the second case study, two depths are assessed: in the reservoir, considering one casing, and in a shallow depth, with two casings. In these two case studies, the results from the analytical and the numerical solutions are equal. Therefore, the analytical solution is validated as an alternative to assess the stresses in ideal wellbores.

Orientadores: Philippe Remy Bernard Devloo, Sonia Maria Gomes / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Civil, Arquitetura e Urbanismo / Made available in DSpace on 2018-08-14T02:00:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Damas_RenatoGomes_M.pdf: 3286162 bytes, checksum: 85d0d261382f505e55d4f5544f378238 (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: Neste trabalho avalia-se três modelos que retratam o processo de fraturamento hidráulico. O primeiro, desenvolvido por Fernandes [1998], trata-se de um modelo semi- nalítico cuja formulação fundamenta-se na taxa constante de injeção de fluido fraturante. Esse modelo apresenta como vantagem a simplicidade dos cálculos e a obtenção imediata dos resultados, por outro lado tem seu campo de atuação limitado a intervalos específicos de eficiência volumétrica para os quais foi elaborado. Os outros dois são modelos numéricos desenvolvidos por Devloo et al. [2001] e Devloo [2001]. Incorporam em seu equacionamento taxa variável de injeção e por efetuarem cálculos iterativos são independentes quanto a eficiência volumétrica do processo. Os resultados dos modelos numéricos foram comparados com os do modelo semi-analítico. Buscando-se, desta forma, validar os modelos numéricos para o uso em simulações de fraturamento hidráulico, principalmente para as condições de injeção de água presentes em poços com alta porosidade. Pretende-se com isso oferecer maior liberdade e flexibilidade durante o planejamento da operação de fraturamento. Oferecendo ao projetista a possibilidade de adoção de taxa injeção variável, períodos sem injeção intercalados com períodos com injeção, liberdade para utilização de diferentes fluidos fraturantes entre outros benefícios. / Abstract: The purpose of this research has been evaluated three models of hidraulic fracturing. The first one, developed byFernandes [1998], is a semi-analytical model whose formulation is based on a constant rate of injection of fracturing fluid. This model presents as advantage the simplicity of the calculations and the immediate attainment of the results, on the other hand its performance is limited at specific intervals of volumetric efficiency for which it was elaborated. The others two are numerical models developed by Devloo et al. [2001] and Devloo [2001]. They incorporate variable injection rate and due to the iterative calculations they are not limited in a range of volumetric efficiency of the process. The results of the numerical models had been compared with the ones of the semianalytical model. Searching, in such a way, to validate the numerical models for the use in simulation of hydraulic fracturing, mainly for the characteristic conditions of water injection present in wells with high porosity. It is intended with this to provide freedom and flexibility during the planning of the operation of fracturing. Offering to the designer the possibility to use variable injection rate, periods without injection intercalated with periods with injection, freedom to choose differents fracturing fluids among others benefits. / Mestrado / Estruturas / Mestre em Engenharia Civil

Lors du forage des puits d'hydrocarbure, une pâte de ciment est coulée dans l'espace annulaire entre le cuvelage en acier et les formations géologiques traversées. Pompée à l'état liquide, cette pâte de ciment fait sa prise le long du puits sous différentes conditions de température et de pression. La gaine de ciment ainsi mise en place a pour principales fonctions de promouvoir l'étanchéité pour protéger le casing contre la corrosion, de fournir le support mécanique pour assurer la stabilité du puits et d'isoler les différents fluides dans les couches traversées. Au cours de sa vie dans le puits, depuis le forage à la complétion et de la production à l'abandon, la gaine de ciment est soumise à différentes sollicitations mécaniques et thermiques qui peuvent l'endommager et altérer ses principales fonctions. La réponse de la pâte de ciment soumis à ces sollicitations dépend non seulement des conditions d'hydratation mais aussi de l'histoire des chargements précédemment appliqués. La prédiction du comportement de la gaine de ciment doit donc se faire à l'aide d'une modélisation numérique qui nécessite une loi de comportement pour la pâte de ciment. Le but de cette thèse est d'établir une loi de comportement de la pâte de ciment en cours d'hydratation pendant le jeune-âge (les 144 premières heures). Pour ce faire, des essais calorimétriques, de mesures de vitesse des ondes et des essais œdométriques ont été réalisés sur une pâte de ciment pétrolier classe G (w/c = 0,44) en cours de prise. Les conditions d'hydratation explorées vont de 7 à 30°C pour les températures et de 0,3 à 45MPa pour les pressions. Les résultats expérimentaux ont montré que les déformations volumiques de la pâte de ciment dues à son hydratation (retrait macroscopique) sont considérablement influencées par la contrainte sous laquelle la pâte de ciment s'hydrate. Plus la contrainte d'hydratation est élevée, plus élevé est le retrait macroscopique à 144 heures. Inversement, les déformations irréversibles dues à un cycle de chargement mécanique à cet âge sont moins importantes pour les contraintes plus élevées. Les résultats ont également montrés qu'au cours de la prise du ciment, il existe un temps critique à partir duquel l'application des cycles de chargement mécanique crée des déformations résiduelles dans la pâte de ciment. Ce temps critique arrive à un degré d'hydratation relativement constant, compris entre 0,18 et 0,20. Le modèle « Boundary Nucleation and Growth » a été utilisé pour étudier la dépendance de ce temps critique à la pression et à la température. Pour la modélisation du retrait macroscopique et de la réponse contrainte – déformation de la pâte de ciment, un modèle élasto-plastique chemo-poro-mécanique couplé, prenant en compte la désaturation du milieu, a été développé. Ce modèle utilise une surface de charge fermée de type Cam-Clay et une loi plastique associée. La loi d'écrouissage dépend des déformations volumiques plastiques et du degré d'hydratation. Les paramètres du modèle ont été évalués pour simuler le retrait macroscopique de la pâte de ciment hydratée sous différentes contraintes et températures. A un degré d'hydratation donnée, le modèle permet également de simuler la réponse contrainte-déformation due à un chargement mécanique / When drilling oil & gas well, cement slurry is pumped between the casing and the rock formation. This cement slurry sets at different conditions of temperature and pressure. The role of this cement sheath is to provide zonal isolation of different fluid along the well, to protect the casing against corrosion and to provide mechanical support. During the life of the well, from drilling to completion, production and P&A (plug and abandonment), the cement sheath is submitted to various mechanical and thermal loading that can potentially damage its properties and alter its performance. The behavior of cement paste submitted to theses solicitations depends both on the hydration condition and the loadings previously applied on the cement paste. The prediction of cement sheath behavior should be done by numerical modeling, which needs a constitutive law for cement paste. The purpose of the present work is to establish a constitutive law of cement paste during its hydration at early age (first 144 hours). The approach is based on combined calorimetric, wave velocities and oedometric tests on an oil-well class G cement paste with water-to-cement ratio equals 0.44. The hydration conditions explored are 7 to 30°C for temperature and 0.3 to 45MPa for pressure. The experimental results showed that the volumetric strain due to cement hydration (macroscopic shrinkage) depends considerably on the hydration pressure. At 144 hours of hydration, the macroscopic shrinkage increases with the hydration pressure increase. But, the residual strain due to application of mechanical cycle at this age is less for cement hydrated under higher pressure. The experimental results revealed that during the hydration there is a critical time after which, the application of mechanical loading can potentially induce residual strain in cement paste. This time is reached at constant hydration degree between 0.18 and 0.20. The Boundary Nucleation and Growth model was used to model the pressure and temperature dependence of this critical time. A coupled elasto-plastic chemo-poro-mechanical model is developed to simulate the macroscopic shrinkage of cement paste hydrated at different conditions of temperature and pressure. A modified Cam-Clay type yield surface with associate flow rule is used. The hardening law depends both on the degree of hydration and on the plastic volumetric strain. At constant degree of hydration, the developed model permits to simulate the stress – strain behavior of cement paste due to the mechanical loading

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-28T14:19:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Pimenta_RaquelRibeiroGomes_M.pdf: 41409019 bytes, checksum: 19305e480d226d75f53cde7de5f86b95 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O sucesso econômico de projetos e o desenvolvimento de campos de petróleo dependem não só de atributos de reservatório como também de estratégias de produção. Em reservatórios naturalmente fraturados uma combinação de atributos como: conectividade de fraturas alta, influxo de aquífero forte e molhabilidade variável com parâmetros de projetos como injeção de água, podem resultar na chegada antecipada de água e até mesmo no fracasso do projeto. Os atributos de reservatórios geralmente não são conhecidos no momento da elaboração dos projetos quando a maior parte do investimento é efetuada; para campos marítimos, há ainda pouca flexibilidade para mudanças ao longo do tempo. A avaliação do risco envolvido então se torna muito importante. O resultado de projetos com reservatórios naturalmente fraturados depende muito da estratégia de produção, principalmente do número e da localização de poços. A otimização destes parâmetros aumenta a produção de óleo e a rentabilidade dos projetos. Esta dissertação apresenta uma metodologia de seleção de estratégia de produção que incorpora a análise de risco. As incertezas de reservatório são quantificadas e são selecionados três modelos para representar a variabilidade técnica e financeira. Estes modelos são usados como apoio para a seleção de estratégias de produção sob incertezas. Para este fim, primeiro se faz uma análise de risco onde se escolhem os denominados modelos de reservatórios variados, depois se escolhe uma estratégia de produção através de um estudo comparativo com diferentes métodos de explotação e, por fim, faz-se um estudo da robustez da estratégia escolhida para cada caso através da realização de uma análise de incerteza. No estudo comparativo de estratégias de produção são avaliados os métodos de depleção, injeção de água, gás, água e gás e alternada de água e gás e cada estratégia citada acima é otimizada de maneira assistida. Conclui-se que o estudo atinge o objetivo principal, já que a estratégia de injeção de água e gás é escolhida como a melhor estratégia de produção através da aplicação da metodologia de análise de risco. Esta estratégia é escolhida porque tem o maior valor presente líquido, o menor risco financeiro e ainda apresenta flexibilidade de projeto / Abstract: Economical results of an oilfield development depend on both reservoir attributes and strategy selection. For instance, water injection implementation in naturally fractured reservoir can result in early water production and poor economical results if this reservoir has high fracture connectivity, aquifer influx and mixed wettability. Reservoir attributes are generally unknown at the beginning of the project, when most of the investment is made. Since there is no much flexibility for changes during a life cycle of an offshore field, risk analysis is very important at this moment. Optimization of project parameters such as production strategy, well number and well location usually increase oil production and project profitability. This study presents a methodology to select the best production strategy incorporating risk analysis. Reservoir uncertainties are evaluated and all technical and financial variability are resumed in three models. This task is performed using the following steps: risk analysis where three models are selected among five hundred; production strategies comparison and finally a robust test using a complete risk analysis for all three models. The evaluations of the following production strategies are performed: depletion, water injection, gas injection, water and gas injection and water alternating gas injection. Each strategy is optimized using assisted technics and the best economical result is selected for development. This study results are successful and concludes that water and gas injection is the best strategy for this reservoir since it has the highest net present value, the lowest financial risk and adds project flexibility because it injects two different fluids / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo