Transient modeling of injection and production wellbores: a study on annular pressure change prediction and mitigation

Autor: Martins, Ianto Oliveira
Přispěvatelé: Universidade Federal de Santa Catarina, Barbosa Junior, Jader Riso, Silva, Alexandre Kupka da
Jazyk: angličtina
Rok vydání: 2022
Předmět:
Zdroj: Repositório Institucional da UFSC
Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)
instacron:UFSC
Popis: Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2022. A exploração de petróleo em águas profundas apresenta uma série de desafios para a garantia de segurança operacional. Poços operando em reservatórios de altas pressão e temperatura inevitavelmente terão o problema de variação de pressão nos anulares devido à expansão ou contração dos fluidos neles confinados causadas pela transferência de calor com a formação rochosa. São poucos os trabalhos com modelos transientes para estimar os perfis de temperatura dentro dos poços e menos ainda os que consideram a variação de pressão nos anulares durante operações de injeção ou produção. O presente trabalho desenvolveu um modelo transiente para estimar a temperatura e a pressão durante operações de injeção e produção em dois poços marítimos diferentes. Ambos foram simulados validando-se a pressão e a temperatura no tubo de produção com dados de campo; os resultados de pressão indicaram diferenças médias de 2 MPa (3.5 %) e 1 MPa (3 %) para os poços injetor e produtor, respectivamente. Os resultados de temperatura, por sua vez, apresentaram diferença média de 1 K (< 1 %) e 5 K (2 %) para esses mesmos poços. Adicionalmente uma nova metodologia foi proposta para se analisar o risco de falha dos revestimentos; esta nova metodologia considera a diferença de pressão através de um revestimento e a divide pela pressão de falha do revestimento. Os resultados desta análise indicaram um risco significativo de falha no poço injetor, no revestimento que separa os Anulares B e C. O poço injetor também foi usado em um estudo paramétrico que contou com um elevado número de simulações sob diferentes condições de entrada; baixas temperaturas e vazões de entrada foram responsáveis por maiores riscos de falha ao final de um período de análise de dez dias. Enquanto as menores temperaturas causam uma maior redução da temperatura global do poço, as menores vazões de injeção ampliam o tempo requerido para resfriar os anulares concêntricos, causando um desequilíbrio térmico maior entre eles. Por fim, duas técnicas de mitigação foram estudadas: discos de ruptura e espumas compressíveis. A primeira se mostrou capaz de equalizar as pressões de anulares adjacentes devido à transferência de massa entre eles, entretanto, o risco de colapso aumenta no revestimento em que não se colocou o disco. A segunda técnica apresentou reduções significativas de APC nos anulares em que foram instaladas, mas o risco de falha aumenta significativamente em quase todos os cenários avaliados. Abstract: Petroleum exploration in deep and ultra-deep waters presents numerous challenges in ensuring operational safety. Wells operating at high pressures and high temperatures (HP/HT) inevitably suffer from significant thermally-induced pressure changes in the concentric annuli resulting from the expansion/contraction of the packer fluids. So far, few works have proposed fully transient models to estimate the wellbore thermal behavior, and even fewer have considered the annular pressure behavior in injection or production operations. The present work proposes a transient thermal model to estimate the temperature and pressure profiles in production and injection wells. Simulations are performed for one injection well and one production well located in the Brazilian pré-sal cluster. The model is validated using actual field data for tubing pressure and temperature. The pressure results indicated an average difference of 2 MPa (3.5 %) and 1 MPa (3 %) for the injection and production wells, respectively, while the corresponding average temperature deviations were 1 K (< 1 %) and 5 K (2 %) for the injection and production wells. Additionally, a new method is proposed to evaluate the risk of casing failure in terms of a normalized inter-annular pressure difference. This analysis indicates a significant failure risk in the injection well, specifically regarding the casing separating Annuli B and C. The injection well was subjected to a parametric study involving many simulations with different inlet conditions. In short, low inlet temperatures and inlet flow rates increased the risk of collapse after an injection period of seven days. While the former reduced the temperature in all annuli, the latter raised the time to cool the outer annulus, compromising the integrity of casing B|C. Finally, two annular pressure mitigation techniques (rupture disks and compressible foams) were studied. The former was used to reduce the risk of casing failure in injection wells by allowing fluid to be transferred between adjacent annuli, causing a pressure equalization across the disk and better results were obtained. The latter caused a significant pressure reduction at the annulus where it was installed, but a significant failure risk increase, up to 300 %, occurred in most cases.
Databáze: OpenAIRE
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