[pt] MODELAGEM TERMO-MECÂNICA DO CRESCIMENTO DE PRESSÃO EM ANULARES CONFINADOS, FRENTE A FORMAÇÕES SALINAS

Detalhes bibliográficos
Ano de defesa: 2017
Autor(a) principal: LUIZ FELIPPE MEDEIROS DE ALMEIDA
Orientador(a): Não Informado pela instituição
Banca de defesa: Não Informado pela instituição
Tipo de documento: Tese
Tipo de acesso: Acesso aberto
Idioma: por
Instituição de defesa: MAXWELL
Programa de Pós-Graduação: Não Informado pela instituição
Departamento: Não Informado pela instituição
País: Não Informado pela instituição
Palavras-chave em Português:
Link de acesso: https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=30456&idi=1
https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=30456&idi=2
http://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.30456
Resumo: [pt] Este trabalho apresenta uma modelagem numérica termo-mecânica para investigação da influência da presença da rocha salina no acréscimo de pressão em anulares confinados (APB). O fenômeno de APB é resultado da expansão térmica do fluido de perfuração trapeado nos anulares do poço, induzida pelo aquecimento gerado pela produção de hidrocarbonetos em temperatura superior ao restante do poço. Os evaporitos são formações que possuem um comportamento mecânico viscoelástico, apresentando deformação contínua a partir de uma tensão constante, processo conhecido como fluência. Este comportamento do sal não é atualmente considerado pelos simuladores utilizados pela indústria do petróleo durante o projeto de poços, no que tange dimensionamento para esta carga de pressão proveniente do APB. O objetivo deste trabalho é alcançado pelo desenvolvimento uma metodologia de cálculo do fenômeno de APB frente a formações salinas, através de um modelo numérico construído no software ABAQUS, utilizando o método dos elementos finitos. Diversas simulações foram realizadas com configurações distintas de litologia, temperatura e fluidos de perfuração, para analisar a influência do comportamento viscoelástico da rocha salina no crescimento de pressão em anulares confinados. Após análise de resultados obtidos, se concluiu que a rocha salina pode agir como aliviador da pressão gerada pela expansão térmica do fluido de perfuração confinado nos anulares do poço. As tensões geradas pelo APB levam a deformações de fluência que aumentam o diâmetro do poço e consequentemente o volume anular, acomodando parte do acréscimo de pressão gerado.