[pt] A grande maioria dos problemas de estabilidade de poços de
petróleo ocorre
em trechos de folhelhos, rochas nas quais, uma
especificação eficiente da pressão
do fluido de perfuração requer previamente uma
especificação correta da
concentração salina e da temperatura. Todavia, para um
dimensionamento
adequado das características do fluido de perfuração
necessárias à estabilidade do
poço, é necessário o uso de modelos matemáticos que
considerem um
acoplamento adequado entre efeitos poroelásticos, químicos
e térmicos.
Entretanto, a complexidade matemática das equações de
modelos acoplados
normalmente leva à adoção de soluções numéricas, que
consomem um tempo
computacional muito grande e, por isso, esses modelos não
são atrativos à
aplicação na análise da estabilidade de poços. Este
trabalho apresenta um modelo
acoplado termo-químico-poroelástico representado por duas
soluções, uma
numérica, que utiliza o método dos elementos finitos, e
outra analítica, baseada no
método das transformadas de Laplace. Ao comparar ambas as
soluções é
demonstrado que a solução analítica consegue representar
tão bem quanto à
solução numérica os principais processos acoplados
presentes durante a
perfuração de folhelhos e que influenciam na sua
estabilidade e, por esta razão,
pode ser utilizada na análise de estabilidade de poços em
folhelhos. Através de um
estudo de caso, é verificado que um controle eficiente da
estabilidade do poço é
obtido especificando a pressão do fluido de perfuração em
função da sua
temperatura e concentração salina. Estes resultados também
indicam as razões de
alguns problemas não previstos por modelos desacoplados, e
que quase sempre
ocorrem durante a perfuração em folhelhos. / [en] Wellbore stability problems are most common when drilling
through shales.
In order to avoid such problems in this kind of rocks the
solute concentration and
temperature must be properly defined in the drilling fluid
composition, which
requires considering poroelastic, thermal and chemical
effects in a coupled way.
The equations complexity of coupled models usually results
in numerical
solutions that are very time consuming, thus, unattractive
for stability analysis. In
an opposite way, it is very difficult to develop closed-
form solutions for coupled
models. This work presents a thermochemoporoelastic model
represented by a
numerical solution based upon the finite element method
and an analytical
solution based upon the Laplace transform method. A
comparison between the
results of the numerical solution and analytical solution
shows that the later can
reproduce the coupled processes involved in the wellbore
stability problem in
shales as well as the former, and for this reason the
closed-form solution can be
applied as a practical tool in wellbore stability
analysis. The analysis of a typical
wellbore drilled through shales showed that an efficient
control of wellbore
stability can be obtained through an adequate
specification of the drilling fluid
pressure when taking in account its solute concentration
and temperature. The
model was also able to explain some problems not predicted
by uncoupled
models, but almost always seen while drilling through
shales.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:puc-rio.br/oai:MAXWELL.puc-rio.br:7871 |
| Date | 07 March 2006 |
| Creators | EWERTON MOREIRA PIMENTEL DE ARAUJO |
| Contributors | SERGIO AUGUSTO BARRETO DA FONTOURA |
| Publisher | MAXWELL |
| Source Sets | PUC Rio |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | Portuguese |
| Type | TEXTO |
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