Coupled modeling of heat transfer and deformation of salt layers in hydrocarbon producing wells

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Alves, Eduardo Bader Dalfovo Mohr
Data de Publicação: 2021
Tipo de documento: Dissertação
Idioma: eng
Título da fonte: Repositório Institucional da UFSC
Texto Completo: https://repositorio.ufsc.br/handle/123456789/227091
Resumo: Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2021.
id UFSC_ab8f86ebe944aea8751ccf0297808479
oai_identifier_str oai:repositorio.ufsc.br:123456789/227091
network_acronym_str UFSC
network_name_str Repositório Institucional da UFSC
repository_id_str 2373
spelling Coupled modeling of heat transfer and deformation of salt layers in hydrocarbon producing wellsEngenharia mecânicaCalorPoços de petróleo submarinoMétodo dos elementos finitosDissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2021.O elevado investimento associado à construção de um poço de petróleo em alto mar é o principal motivo da busca contínua por processos e estruturas otimizados, a um custo cada vez menor. À medida que ambientes cada vez mais hostis são desbravados, como o pré-sal brasileiro, a segurança dos projetos torna-se tão importante quanto o custo, levando à necessidade de se desenvolver métodos de cálculo e projeto mais avançados. Dentre os principais riscos inerentes à produção em águas profundas, está o APB (Annular Pressure Buildup), que é aumento de pressão dos fluidos confinados nos anulares motivado pela expansão térmica devida à transferência de calor entre o fluido produzido e a formação rochosa. O APB deve ser considerado em todas as etapas do dimensionamento das estruturas do poço, havendo na literatura inúmeros trabalhos com enfoque em diferentes cenários. Nesta dissertação, ênfase é dada a dois mecanismos que geram APB em poços produtores do pre-sal brasileiro, a saber, transferência de calor e fluência salina. Para quantificar o primeiro, foi desenvolvida uma formulação inovadora híbrida baseada na transformada de Laplace com inversão numérica, que considera efeitos de capacidade térmica de componentes do poço e elimina a o uso de funções de tempo para acoplar termicamente o poço e a formação. O segundo mecanismo com potencial de geração de APB é a deformação de camadas de rochas evaporíticas por fluência no entorno dos poços, a qual pode reduzir consideravelmente o volume dos espaços anulares, agravando o aumento de pressão. Para modelar o fenômeno, foi desenvolvido um modelo numérico baseado no método de Elementos Finitos, posteriormente acoplado a um código in-house para cálculo de APB em poços produtores. A forma adotada para o acoplamento tira vantagem das novas abordagens, garantindo maior consistência física no resultado e menor custo computacional. Para validar os modelos, foram usadas três geometrias reais de poços produtores fornecidos pela Petrobras. Do primeiro poço, verificou-se que a nova formulação de transferência de calor tem desempenho semelhante aos de formulações tradicionais para altos números de Fourier (tempos longos), com desvio médio inferior a 1% (3.7 K) em relação à previsão de temperatura na cabeça do poço e 6% para a pressão. Na previsão do APB, desvios maiores são observados (cerca de 1.1 MPa em relação aos dados de campo), porém parte da discrepância pode ser atribuída à imprecisão dos dados de campo. No segundo poço, o modelo de transformada de Laplace se mostrou superior na previsão da transferência de calor para um poço em partida, atingindo um desvio médio abaixo de 1% (3.47 K) para a temperatura da cabeça contra 2.5% (8.67 K) do modelo tradicional. Para a pressão na cabeça do poço, ambas as formulações previram valores com desvio médio de 1.25%, aproximadamente. Um estudo de sensibilidade envolvendo as propriedades dos fluidos confinados dos anulares indicou que a variável mais importante para a modelagem do aumento de pressão é a densidade, afetando o problema de forma inversamente proporcional. No último poço analisado, a presença de uma camada de sal permitiu validar o modelo de deformação de rochas por fluência. Para a geometria avaliada, foi possível concluir que o sal afeta o segundo anular, aumentando sua pressão em 2.55 MPa acima do previsto pela abordagem tradicional, que não contempla a influência de efeitos térmicos na fluência do sal.Abstract: The high investment associated with the construction of deep water oil wells is the main reason for the continuous search for optimized processes and structures, at increasingly lower costs. As more and more hostile environments are explored, such as the Brazilian pre-salt cluster, project safety becomes as important as cost, motivating the development of more advanced design and evaluation methods. APB (Annular Pressure Buildup) is among the main risks inherent to production in deep waters. It is defined as the increase in the pressure of the fluid confined in the concentric annuli due to thermal expansion resulting from the heat transfer between the produced fluid and the rock formation. APB has to be considered at all stages of well design, with numerous studies in the literature focusing on different scenarios. In this dissertation, emphasis is given to two mechanisms that generate APB in Brazilian pre-salt producing wells, namely, heat transfer and salt creep. To quantify the former, an innovative hybrid formulation based on the Laplace transform coupled with a numerical inversion algorithm was developed, which considers the thermal capacity of well components and eliminates the use of time functions to thermally couple the wellbore and the formation. The other mechanism with potential to generate APB is the deformation of evaporitic rock layers due to creep around the wells, which can considerably reduce the volume of the annular spaces, aggravating the pressure increase. To model the phenomenon, a numerical model was developed based on the Finite Element Method, which was later coupled with an in-house code for calculating APB in producer wells. The coupling takes advantage of the new numerical approaches, ensuring greater physical consistency in the result and lower computational cost. To validate the models, three real well geometries supplied by Petrobras were used. From the first well, it was found that the new heat transfer formulation performs similarly to traditional formulations for high Fourier numbers (long times), with an average deviation lower than 1 % (3.7 K) for the wellhead temperature and 6 % for the wellhead pressure. In the APB prediction, greater deviations are observed (about 1.1 MPa in relation to the field data). However, part of the discrepancy can be attributed to the inaccuracy of the field data. In the second well, the Laplace transform model proved to be superior in predicting the heat transfer during an extended well test, reaching an average deviation within 1% (3.47 K) of the wellhead temperature, against 2.5% (8.67 K) of the traditional model. For the pressure at the wellhead, both formulations predicted values with an average deviation of approximately 1.25%. A sensitivity analysis involving the properties of the confined fluids indicated that the most important variable for modeling the pressure increase is the density, which affects the problem in an inversely proportional manner. In the last well analyzed, the presence of a salt layer allowed the validation of the creep deformation model. For the evaluated geometry, it was possible to conclude that the salt affects the second annulus, increasing its pressure by 2.55 MPa above the prediction of the traditional approach, not considering the influence of thermal expansion on the salt creep.Barbosa Junior, Jader RisoFancello, Eduardo AlbertoUniversidade Federal de Santa CatarinaAlves, Eduardo Bader Dalfovo Mohr2021-08-23T14:07:23Z2021-08-23T14:07:23Z2021info:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesis259 p.| il., gráfs.application/pdf372176https://repositorio.ufsc.br/handle/123456789/227091engreponame:Repositório Institucional da UFSCinstname:Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)instacron:UFSCinfo:eu-repo/semantics/openAccess2021-08-23T14:07:23Zoai:repositorio.ufsc.br:123456789/227091Repositório InstitucionalPUBhttp://150.162.242.35/oai/requestopendoar:23732021-08-23T14:07:23Repositório Institucional da UFSC - Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)false
dc.title.none.fl_str_mv Coupled modeling of heat transfer and deformation of salt layers in hydrocarbon producing wells
title Coupled modeling of heat transfer and deformation of salt layers in hydrocarbon producing wells
spellingShingle Coupled modeling of heat transfer and deformation of salt layers in hydrocarbon producing wells
Alves, Eduardo Bader Dalfovo Mohr
Engenharia mecânica
Calor
Poços de petróleo submarino
Método dos elementos finitos
title_short Coupled modeling of heat transfer and deformation of salt layers in hydrocarbon producing wells
title_full Coupled modeling of heat transfer and deformation of salt layers in hydrocarbon producing wells
title_fullStr Coupled modeling of heat transfer and deformation of salt layers in hydrocarbon producing wells
title_full_unstemmed Coupled modeling of heat transfer and deformation of salt layers in hydrocarbon producing wells
title_sort Coupled modeling of heat transfer and deformation of salt layers in hydrocarbon producing wells
author Alves, Eduardo Bader Dalfovo Mohr
author_facet Alves, Eduardo Bader Dalfovo Mohr
author_role author
dc.contributor.none.fl_str_mv Barbosa Junior, Jader Riso
Fancello, Eduardo Alberto
Universidade Federal de Santa Catarina
dc.contributor.author.fl_str_mv Alves, Eduardo Bader Dalfovo Mohr
dc.subject.por.fl_str_mv Engenharia mecânica
Calor
Poços de petróleo submarino
Método dos elementos finitos
topic Engenharia mecânica
Calor
Poços de petróleo submarino
Método dos elementos finitos
description Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2021.
publishDate 2021
dc.date.none.fl_str_mv 2021-08-23T14:07:23Z
2021-08-23T14:07:23Z
2021
dc.type.status.fl_str_mv info:eu-repo/semantics/publishedVersion
dc.type.driver.fl_str_mv info:eu-repo/semantics/masterThesis
format masterThesis
status_str publishedVersion
dc.identifier.uri.fl_str_mv 372176
https://repositorio.ufsc.br/handle/123456789/227091
identifier_str_mv 372176
url https://repositorio.ufsc.br/handle/123456789/227091
dc.language.iso.fl_str_mv eng
language eng
dc.rights.driver.fl_str_mv info:eu-repo/semantics/openAccess
eu_rights_str_mv openAccess
dc.format.none.fl_str_mv 259 p.| il., gráfs.
application/pdf
dc.source.none.fl_str_mv reponame:Repositório Institucional da UFSC
instname:Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)
instacron:UFSC
instname_str Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)
instacron_str UFSC
institution UFSC
reponame_str Repositório Institucional da UFSC
collection Repositório Institucional da UFSC
repository.name.fl_str_mv Repositório Institucional da UFSC - Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)
repository.mail.fl_str_mv
_version_ 1808652037899943936

Registros relacionados