Modelagem matemática do aumento de pressão nos anulares (APB) em poços de petróleo

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Barcelos, Johann Goethe Alrutz
Data de Publicação: 2017
Tipo de documento: Dissertação
Idioma: por
Título da fonte: Repositório Institucional da UFSC
Texto Completo: https://repositorio.ufsc.br/handle/123456789/185699
Resumo: Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2017.
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Caso os anulares do poço se encontrem confinados, o aumento de pressão anular, oriundo do aumento de temperatura do sistema, pode atingir níveis críticos, ultrapassando a resistência mecânica do tubo de produção ou dos revestimentos, podendo levar à perda do poço. Deste modo, o principal objetivo deste trabalho diz respeito à correta previsão do APB em poços offshore. Para tanto, um modelo matemático foi criado para simular os efeitos hidrodinâmicos, térmicos e mecânicos presentes na produção de hidrocarbonetos. O modelo foi desenvolvido com o intuito de ser o mais robusto possível, para possibilitar a simulação de diferentes cenários. São utilizados modelos empíricos de fases separadas para a solução do escoamento dentro do tubo de produção e usou-se um modelo radial de resistências térmicas para considerar as diversas camadas do poço na transferência de calor para a formação, onde considerou-se seu efeito transiente através de um parâmetro de relaxação. Este modelo possui as equações de conservação da quantidade de movimento e de energia acopladas e integradas ao longo de todo o poço, de modo a obter o aumento de temperatura média nos anulares. Com o aquecimento do sistema, pode-se obter valores de APB através de um modelo análogo a de um vaso de pressão, acoplado com um modelo de deformação estrutural. Os resultados foram comparados com dados de campo provenientes de dois poços operados pela Petrobras, um vertical e outro direcional. Devido à pequena quantidade de sensores em poços reais, as comparações com dados de campo se limitam ao topo do tubo de produção (cabeça do poço) e ao topo do primeiro anular. Para o poço vertical, obteve-se diferenças máximas de 4% (750 kPa) para a pressão e 2 K para a temperatura na cabeça do poço e 3% (850 kPa) para a pressão no topo do primeiro anular. Já no poço direcional, diferenças na cabeça do poço de 15% (860 kPa) e 4,5 K para a pressão e temperatura foram encontradas. Porém, a pressão no topo do primeiro anular apresentou diferenças inconsistentes com os demais resultados, apontando para algum fator operacional não englobado no modelo. Um pacote comercial próprio para o cálculo de APB foi usado para comparar os resultados do modelo proposto com valores obtidos atualmente na indústria. Uma análise de diferentes fatores que frequentemente são fontes de simplificações e erros em modelos matemáticos foi realizada.Abstract : With the continued demand for oil, offshore explorations with high temperature and high pressure reservoirs have revealed new problems related to the structural integrity of oil wells. A recurrent problem in recent decades is the Annular Pressure Buildup (APB). This phenomenon occurs due to the expansion of the fluids inside the annulus, caused by the heating of the well with hydrocarbons production. If the annulus is completely sealed, the increase in annular pressure due to the temperature rise of the system can reach critical levels, exceeding the mechanical resistance of the tubing or casings, and potentially causing its loss. Thus, the main objective of this work is the correct prediction of APB in offshore wells. In order to do so, a mathematical model was created to simulate the hydrodynamic, thermal and mechanical effects present in a production well. The model was developed with the intention of being as robust as possible, in order to accurately simulate different scenarios. Separate flow empirical models were used for the flow inside the tubing string and a radial model of thermal resistances was used in order to consider the various strings of the well in the heat transfer to the formation, where its transient behavior was considered through a relaxation parameter. This model has the momentum and energy balance coupled and integrated along the well, in order to obtain the temperature increase in the different annuli. With the heating of the system, APB values can be obtained through a model similar to that of a pressure vessel, coupled with a structural deformation model. The results were compared with field data from two wells operated by Petrobras, one vertical and one deviated. Due to the limited measurements in a real well, the comparisons are limited to temperature and pressure at the top of the production string (wellhead) and pressure at the top of the first annulus. For the vertical well, maximum deviations of 4% (750 kPa) and 2 K for the pressure and temperature at the wellhead were obtained, as well as 3% (850 kPa) deviation at the top of the first annulus. As for the deviated well, wellhead deviations of 15% (860 kPa) for the pressure and 4,5 K for the temperature were obtained. However, the pressure at the top of the first annulus showed deviations inconsistent with the other results, pointing to some operational factor not considered by the model. A commercial package for APB calculations was used to compare the results of the proposed model with values obtained in the industry. An analysis in different factors that are sources of simplifications and errors in mathematical models was conducted.Barbosa Junior, Jader RisoSilva, Alexandre Kupka daUniversidade Federal de Santa CatarinaBarcelos, Johann Goethe Alrutz2018-04-17T17:32:04Z2018-04-17T17:32:04Z2017info:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesis1 v.| il., gráfs.application/pdf350706https://repositorio.ufsc.br/handle/123456789/185699porreponame:Repositório Institucional da UFSCinstname:Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)instacron:UFSCinfo:eu-repo/semantics/openAccess2018-04-17T17:32:05Zoai:repositorio.ufsc.br:123456789/185699Repositório InstitucionalPUBhttp://150.162.242.35/oai/requestopendoar:23732018-04-17T17:32:05Repositório Institucional da UFSC - Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)false
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