Modelagem do escoamento multifásico e transferência de calor em poços do pré-sal a estimativa do APB (Annular Pressure Buildup)

Abstract

Com a exploração de poços de óleo e gás em alto mar com reservatórios de alta pressão e altas temperaturas, os problemas associados com a transferência de calor tem se tornado de maior relevância. Os novos cenários de produção apresentam com frequência desafios relacionados à garantia do escoamento, perfuração, completação e recondicionamento do poço. O hidrocarboneto a altas temperaturas escoa pelo tubo de produção aquecendo toda a região adjacente. Como consequência do gradiente de temperatura radial observado, a pressão do fluido confinado nos anulares formados pela geometria do poço aumenta, levando ao cenário de falha do poço conhecido como Annular Pressure Build-up (APB). Este trabalho utiliza modelos de escoamento bifásico e transferência de calor para simular um poço de produção típico da região do pré-sal, e avaliar a transferência de calor e o aumento de pressão no anular. São utilizados modelos de escoamento de fases separadas e de padrões de escoamento para a solução do escoamento no interior do tubo de produção. As propriedades termodinâmicas e de transporte da mistura de hidrocarbonetos são calculadas utilizando o software Multiflash, em conjunto com as equações da conservação da quantidade de movimento e energia integradas através do método de Runge-Kutta de quarta ordem utilizando o software Matlab para determinar as frações de vazio pressão e temperatura locais. Um modelo de resistências térmicas é utilizado para resolver a transferência de calor na direção radial do poço, considerando as diversas camadas formadas pelo tubo de produção, revestimentos, camadas de cimento e as regiões anulares associadas. Condições de contorno são definidas com o gradiente geotérmico da formação rochosa e dados de temperatura e pressão na entrada do tubo de produção no fundo do poço. A formação rochosa adjacente ao poço é modelada de forma transiente através da simplificação da equação da difusão de forma a englobar o efeito de aquecimento do poço com o tempo de produção. Uma estimativa do aumento de pressão do anular é feita através da expansão do fluido confinado no anular, associado com um modelo estrutural de deformação das paredes do anular. Os resultados foram validados com dados experimentais de pressão e temperatura na cabeça do poço e no sensor de fundo de poço (PDG). Uma análise de possíveis causas e métodos de controle do APB foi feita.<br>

Abstract : Heat transfer issues in offshore wells have become more relevant in recent years with the exploration of high-pressure, high-temperature reservoirs. New production scenarios often present challenges related to flow assurance, well drilling, completion and workover. When the high-temperature reservoir fluid flows through the tubing string toward the wellhead, the entire borehole is heated. As a result of the radial temperature gradients, the fluid pressure in the sealed annular space between tubes increases, posing a well integrity failure scenario known as annular pressure build up (APB). This work addresses the use of two-phase flow and heat transfer models to simulate a typical pre-salt oil well, and evaluate the heat transfer and the annular pressure build up. Separate two-phase models and a flow-pattern-based model were used to solve the hydrocarbon fluid flow. The thermodynamic and transport properties of the hydrocarbon mixture were calculated using the Multiflash package and were solved together with the momentum and energy equations using the 4th order Runge-Kutta algorithm available in Matlab to determine the local vapor mass fraction and the equilibrium temperature. A thermal resistance network was used to model the heat transfer in the radial direction in the concentric multistring well geometry composed by the tubing, casing, cemented layers and associate annular regions. Boundary conditions were defined based on the geothermal gradient, the hydrocarbon flow rate and pressure at the bottomhole. The adjacent rock formation was modelled using a pseudo steady state approximation of the diffusion equation, considering the well heating along the production time. An estimate of the annular pressure build up was made considering the annular trapped fluid expansion coupled with a structural wall deformation model. Results were validated with pressure and temperature experimental data at the wellhead and permanent downhole gauge (PDG). An analysis of APB possible causes and control methods was made.