Metamodelagem para determinação de propriedades mecânicas visando a avaliação de risco de estabilidade de poços de petróleo

Abstract

RESUMO: Historicamente, modelos numéricos e analíticos têm sido usados na análise do estado de tensão em poços de petróleo. Modelos analíticos não necessitam necessariamente de propriedades elásticas em suas formulações, modelos numéricos por outro lado, geralmente demandam pelo menos dois parâmetros elásticos em seus modelos constitutivos. Tais propriedades elásticas são, em geral, assumidas constantes em todo o meio, onde a heterogeneidade do material não é considerada nas análises. O presente trabalho avalia funções que melhor representam o campo de propriedades elásticas de um meio heterogêneo. A estrutura do modelo utilizado envolve: (i) um processo estocástico para gerar meios heterogêneos; (ii) a simulação de amostras sob compressão uniaxial para a coleta de deformações na face do sólido (substituindo um método de medição de campo completo); (iii) um algoritmo para cálculo das propriedades elásticas, como módulo de Young e coeficiente de Poisson, e por fim, (iv) apresentar uma regressão de kernel capaz de determinar a função de correlação que melhor descreve as propriedades mecânicas da rocha. Espera-se que o presente método se torne uma eficiente ferramenta em análise de estabilidade de poços de petróleo em processos de perfuração, considerando assim, as incertezas do meio no que diz respeito às propriedades elásticas da formação. PALAVRAS-CHAVE: estabilidade de poços, heterogeneidade das formações, meta-modelagem, propriedades elásticas, análise probabilística. ABSTRACT: Historically, numerical and analytical models have been able to compute stress state at wellbore walls. Analytical approaches usually do not take into account material properties in its formulation. Numerical models, on the other hand, require the knowledge of elastic parameters on their constitutive equations. Such elastic properties are, in general, assumed constant over the rock domain, considering average values obtained from laboratory tests or on-site procedures. In those cases, material heterogeneity is not taken into account. The present work evaluates functions that best describe the elastic properties fields from heterogeneous medium. The model structure involves: (i) a stochastic process for heterogeneous field generation; (ii) simulation of samples under axial compression for strain data collection (mitigating a full-field measurement technique); (iii) an algorithm to compute material properties, such as Young's modulus and Poisson's ratio; and (iv) a meta-model capable of determining a correlation function that best describes rock's mechanical properties. It is expected that the method becomes an efficient tool in wellbore stability analysis in drilling operations, thus considering the medium uncertainty with respect to its elastic properties.