Estudo termo-estrutural de poços equipados com tubos isolados a vácuo

Abstract

A exploração e produção de reservatórios de elevada pressão e temperatura e com grande potencial de produção de hidrocarbonetos, em cenários de águas profundas, impõe diversos desafios no que tange a integridade estrutural de poços de petróleo. Um problema recorrente é causado pelo fenômeno conhecido como APB (Annular Pressure Builup), consequência do processo de aquecimento do poço durante a produção de hidrocarbonetos oriundos do reservatório. Este aquecimento afeta o espaço anular do poço, que se encontra completamente selado e preenchido com fluido de perfuração, que sofre expansão térmica. A expansão do fluido aumenta a pressão anular para níveis que podem ultrapassar a resistência mecânica dos elementos tubulares que compõem o poço, levando à perda de sua integridade. A fim de evitar o colapso do tubo, várias estratégias são utilizadas para mitigar o APB, tal como o Vacuum Insulated Tubing (VIT). A técnica consiste na utilização de dois tubos de produção concêntricos que são soldados nas suas extremidades, formando um espaço anular, que então é evacuado, reduzindo a transferência de calor radial. No entanto, uma vez que a conexão entre cada dois tubos não é termicamente isolada, a transferência de calor pode ser significativa nesta região. O presente trabalho propõe um estudo teórico da transferência de calor no sistema VIT. Primeiramente, o problema térmico foi modelado e simulado com o auxílio de um software comercial utilizando o método dos volumes finitos (MVF). Foi proposto um modelo em regime permanente baseado em circuito térmico equivalente bidimensional (modelo nodal). Um refino do modelo nodal foi efetuado para que apresentasse resultados similares aos encontrados utilizando o MVF, sendo uma alternativa fácil para incorporação em um simulador multifísico de produção de petróleo em poços. Desta forma, o modelo térmico nodal do VIT foi acoplado a um simulador de produção de poços (hidrodinâmico-térmico-estrutural) gerando resultados mais realistas do que os atualmente empregados na indústria de petróleo. Estes resultados foram validados com dados de campo para dois poços de petróleo e contra resultados oriundos de um software comercial extensivamente utilizado por engenheiros de petróleo em projeto de poços.

Abstract : Annular Pressure Buildup (APB) is a recurring problem that affects high pressure and high temperature wells during oil exploration and production in deepwater scenarios. Wellbore heating is caused by the upward flow of heated hydrocarbons towards the wellhead. The temperature rise affects the annular space of the borehole, which is often sealed and completely filled with drilling fluid, causing its expansion. The expansion of the fluid increases the annulus pressure to levels that can surpass the structural limits of the materials, posing a risk to the wellbore integrity. In order to avoid the collapse of the tube, several strategies are commonly used to mitigate APB, such as the use of Vacuum Insulated Tubing (VIT). This technique consists of using two concentric metallic tubes that are welded at their extremities, forming an annular space that is subsequently evacuated to minimize radial heat transfer. However, since the connection between each pair of tubes is not insulated, heat transfer can be significant in VIT junction region. This work proposes a theoretical analysis of the heat transfer in wells assisted by VIT systems. Firstly, the thermal problem was modeled and simulated using the finite volume method (FVM) with a commercial software package. A steady-state equivalent thermal network (ETN) model was developed and its mesh refinement was adjusted such that it provides results similar to those obtained with the FVM, but with a much lower computational cost. The VIT ETN model was then coupled to a multiphysics wellbore simulator (hydrodynamic-thermal-structural), producing potentially more realistic results for the oil industry. Such results have been compared and validated with field data from two actual petroleum wells and against data from a commercial software package extensively used by the major oil companies in wellbore design.