[pt] A estabilidade de poços em trechos de folhelho é muito influenciada pelo tipo de fluido de perfuração utilizado. As pressões de poro geradas durante a perfuração e a difusão destas pressões são as principais responsáveis pela estabilidade a curto prazo do poço, assim como pela eventual instabilidade a médio prazo. O efeito membrana e o conseqüente desenvolvimento de pressões osmóticas ao redor do poço desempenham um papel fundamental no balanço das forças que instabilizam a rocha. Esta dissertação se foca no estudo experimental, utilizando uma célula de difusão, do comportamento de folhelhos expostos, após a perfuração, a fluidos de perfuração do tipo base água e salinos, pressurizados com vistas à estabilidade das paredes do poço. São avaliados os aspectos físico-químicos da interação folhelho-fluido, em especial, no tocante ao desenvolvimento de pressão osmótica e efeito membrana. Testes de interação rocha-fluido utilizando folhelhos provenientes da Bacia de Campos e do Mar do Norte demonstraram a eficiência do equipamento em realizar ensaios com fluidos viscosos base água. O estudo das propriedades reológicas deste fluido foi realizado utilizando equipamentos especializados. Verificou-se nos ensaios que o comportamento de transmissão de pressão deste fluido é similar ao da água e que, aparentemente, o coeficiente de reflexão é mais influenciado pela porosimetria do folhelho do que pela sua mineralogia. / [en] Well stability in shale sectors is very much influenced by the type of drilling fluid used. The pore pressures generated during drilling and the diffusion of these pressures are chiefly responsible for the short time stability of the well as well as the eventual instability some time after drilling. The membrane effect and the subsequent osmotic pressure developed around the well play a fundamental role in the force balance that destabilizes the rock. This study focuses on assessing, inside the diffusion cell, the exposed shale behavior, after drilling, using water base mud brines, pressurized considering the wall stability of the well. The physical-chemical aspects of the shale- fluid interation are evaluated, in particular, in relation to osmotic pressure and membrane effects developments. Rock-fluid interaction tests using shale samples collected from Campos Basin and North Sea, showed the efficiency of the equipment in carrying out experiments with viscous base water fluids. The study of reological properties of this fluid was made using specialized equipments. The experiments verified that the fluid pressure transmission behaviour is similar to water and, apparently, the reflection coefficient in more influenced by porosimetry of the shale than by your mineralogy.

Submitted by Jorge Silva (jorgelmsilva@ufrrj.br) on 2017-05-03T18:45:04Z No. of bitstreams: 1 2016 - Renan Fraga Barbosa.pdf: 4950481 bytes, checksum: 7339d2f44b8f9102ca0d628cc4a99002 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-05-03T18:45:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2016 - Renan Fraga Barbosa.pdf: 4950481 bytes, checksum: 7339d2f44b8f9102ca0d628cc4a99002 (MD5) Previous issue date: 2016-08-25 / Funda??o de Apoio ? Pesquisa Cient?fica e Tecnol?gica da UFRRJ / The filtration loss is a phenomenon caused by the gradient pressure between the annular region and the rock formation during the drilling of an oil and gas well under overbalanced conditions. The invasion of fluids may provoke irreversible damages to the integrity of the well due to the solids present in their composition. Therefore, drilling fluids must be formulated in such a way that a low permeability mudcake with controlled thickness is formed in order to mitigate the filtration and invasion. Filtration cells are experimental apparatus used in the industry and at universities to study the mudcake growth in the rock formation and to measure the filtrate volume. Such devices operate off line and require a specialized operator. The objective of this work was to optimize, automate and validate a static filtration prototype cell that collected experimental data in real time. An experimental unit was built to prepare the fluids and to feed them into the filtration prototype. This unit is composed of a positive displacement pump, mixing tanks and sensors to monitor the properties of the fluid. The unit and the prototype compose the on line filtration unit. In the filtration prototype, valves and sensors were installed to operate remotely. A virtual interface was developed in order to manage the filtration unit. This interface is capable of monitoring the data provided by the sensors as well as operating the equipments (pump, agitators and automatic valves, including the ones in the filtration cell). Comparative experiments were performed in a HTHP off line filtration cell using similar operational conditions to validate the prototype. As results, the filtrate volume and the filtration properties (porosity and permeability of the mudcake) values obtained for both cells shown to be similar. The on line filtration unit was capable of reproducing the data provided by the off line filtration cell used as a model in this work. Thus, one can conclude that the on line filtration cell operates appropriately. / A filtra??o e a invas?o do fluido de perfura??o s?o fen?menos provocados pelo diferencial de press?o entre a regi?o anular e a forma??o rochosa durante a perfura??o de um po?o de petr?leo e g?s sob condi??es overbalance. A invas?o de fluidos e s?lidos presentes no fluido de perfura??o podem causar danos irrevers?veis ao po?o, portanto formulam-se os fluidos de modo que seja formado um reboco de baixa permeabilidade e espessura controlada, minimizando a filtra??o e a invas?o. Na ind?stria e na academia, para estudar o crescimento da torta na forma??o rochosa e avaliar o volume de filtrado, utilizam-se aparatos experimentais, denominados c?lulas de filtra??o, entretanto estes dispositivos s?o aparatos de bancada necessitam de um operador especializado. O objetivo desse trabalho foi otimizar, automatizar e validar um prot?tipo de filtra??o est?tica que coleta dados em linha e em tempo real. Para alimentar o fluido no prot?tipo de filtra??o, foi constru?da uma unidade de prepara??o de fluidos composta por uma bomba de deslocamento positivo, tanques de mistura e sensores para monitorar as propriedades do fluido. A unidade de preparo e o prot?tipo de filtra??o constituem a denominada unidade de filtra??o. No prot?tipo de filtra??o, foram instaladas v?lvulas e sensores para opera??o remota. Para gerenciar a unidade de filtra??o, foi desenvolvida uma interface virtual que monitora os dados fornecidos pelos sensores e opera os equipamentos (bomba, agitadores e as v?lvulas autom?ticas, inclusive as da c?lula de filtra??o). Para validar o prot?tipo, foram realizados experimentos comparativos com uma c?lula de filtra??o HTHP de bancada em condi??es de opera??o semelhantes. Como resultado das filtra??es na c?lula de bancada e com o prot?tipo, foi observado que o volume de filtrado e propriedades calculadas nos experimentos de filtra??o (porosidade e permeabilidade da torta) apresentaram valores similares indicando que a c?lula on line opera de forma adequada, reproduzindo os dados da c?lula de bancada que foi usada como modelo na proposta deste trabalho.

[pt] Os problemas de instabilidades de poços geralmente ocorrem quando camadas de folhelhos são perfuradas. O processo de instabilidade de poços é o resultado de fenômenos mecânicos e físico-químicos. As instabilidades mecânicas podem ser prevenidas e controladas mediante a otimização do peso do fluido de perfuração. Diferente destas, as instabilidades físico-químicas são dificilmente controláveis e mais complexas, pois além de possuírem várias variáveis, dependem do tempo. Neste sentido, o presente trabalho tem como objetivo analisar e compreender os casos de instabilidade do poço através de uma metodologia que integre os resultados de campo e análises em laboratórios a fim de propor fluidos economicamente mais viáveis e competentes que atuem na estabilidade físico-química em trechos de folhelho. Primeiramente são identificados os problemas de instabilidade de um poço (estudo de caso) e seus possíveis agentes causadores através das análises de Boletim Diário de Perfuração (BDP), dados de perfis e análise de estabilidade considerando o modelo elástico. Com base nos problemas identificados, são propostos fluidos hipotéticos de solução salina. Em seguida, amostras de testemunho do poço são coletadas, caracterizadas e analisadas em laboratório com o objetivo de obter os parâmetros de transporte de massa quando estas são submetidas aos fluidos hipotéticos. Por fim, são geradas as análises de estabilidade considerando efeitos físico-químicos conforme tempo de exposição aos fluidos salinos hipotéticos a fim de garantir a otimização do projeto do fluido de perfuração e a estabilidade do poço no processo de perfuração. / [en] Wellbore instability problems usually occur when shale rocks are drilled. The process of wellbore instability is the result of mechanical and physicochemical effects. Mechanical instabilities can be prevented and controlled by optimizing the weight of the drilling fluid. On the other hand, physicochemical instabilities are more complex and difficult to control, because aside from having several variables, they are time-dependent. In this sense, this work has the objective of analysing and understanding the wellbore instability through a methodology that integrates the field results and laboratories analyses in order to propose competent and economically more viable drilling fluids to act in the physicochemical stability in shale stretches. First, the instability problems of a study case and its main causative agents are identified through Drilling Daily Report analyses, profile data and stability analyses considering the elastic model. Based on the problems identified, hypothetical saline fluids are proposed. Then, well samples are collected, characterized and analysed in laboratory in order to obtain its mass transporting parameters when samples are submitted to hypothetical fluids. Finally, stability analyses is performed considering physicochemical effects according to the exposure time to hypothetical saline fluids in order to guarantee the optimization of the drilling fluid design and the stability of the well in the drilling process.

[pt] Nas últimas décadas, a procura por petróleo e gás aumentou, levando à identificação de novos campos petrolíferos em ambientes de reservatórios desafiadores, caracterizados por condições de alta pressão e alta temperatura (HPHT). O desenvolvimento de fluidos de perfuração de base aquosa de alto desempenho com propriedades personalizadas visa aprimorar os processos de extração na indústria petrolífera e reduzir a contaminação ambiental causada principalmente por fluidos à base de óleo. Este estudo tem como objetivo investigar como variações em parâmetros como temperatura, pressão e concentração impactam nas propriedades térmicas e reológicas de suspensões de goma xantana com nanoestruturas de nitreto de boro hexagonal oxidado (hBN-oxi). A condutividade térmica foi significativamente aumentada pela adição de nanopartículas de hBN-oxi (suspensão de 6,0 por cento em peso) ao fluido base, atingindo um aumento de até 12 por cento a 70 graus C. Estas nanoestruturas desempenharam um papel crucial na preservação da condutividade térmica das suspensões de goma xantana, mesmo em temperaturas elevadas. A suspensão com concentração mais alta apresentou tensão limite de escoamento e quando submetida a altas taxas de cisalhamento, sofreu uma queda de viscosidade de apenas 16 por cento a 80 graus C. Estes efeitos adversos da temperatura e pressão sobre a viscosidade foram mitigados pela interação entre a matriz polimérica e o hBN-oxi. No geral, o estudo destacou o potencial do nitreto de boro como nanoaditivo para fluidos de perfuração convencionais, mostrando que formulações adequadamente projetadas podem melhorar o desempenho mesmo em condições desafiadoras sem causar danos ao meio ambiente, graças à alta estabilidade térmica e química do material. / [en] In recent decades, the demand for oil and gas has surged, prompting the identification of new oil fields in challenging reservoir environments those characterized by high-pressure and high-temperature (HPHT) conditions. The development of high-performance aqueous-based drilling fluids with tailored properties aims to enhance extraction processes in the oil industry and reducing environmental contamination mainly caused by oil-based fluids. This study aims to investigate how variations in parameters such as temperature, pressure and concentration impact the thermal and rheological properties of xanthan gum suspensions with oxidized hexagonal boron nitride (hBN-oxi) nanostructures. The thermal conductivity was significantly increased by the addition of hBN-oxi nanoparticles (6.0 wt percent suspension) to the base fluid, reaching an increase of up to 12 percent at 70 degrees C. These nanostructures played a crucial role in preserving the thermal conductivity of xanthan gum suspensions even at elevated temperatures. The presence of nanoparticles at the highest concentration induced a yield stress in the fluid and when subjected to high shear rates, experienced a viscosity drop of only 16 percent at 80 degrees C. These adverse effects of temperature and pressure on viscosity were mitigated by the interaction between the polymer matrix and hBN-oxi. Overall, the study highlighted the potential of boron nitride as a nanoadditive for conventional drilling fluids, showing that properly designed formulations can improve performance even in challenging conditions without causing harm to the environment, thanks to the material s high thermal and chemical stability.

Submitted by Emanuel Varela Cardoso (emanuel.varela@ufcg.edu.br) on 2018-06-28T21:49:04Z No. of bitstreams: 1 KARINE CASTRO NÓBREGA – DISSERTAÇÃO (UAEMa) 2015.pdf: 1849613 bytes, checksum: c5a145f0dd677d54aab0ed55f6ccc4e9 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-06-28T21:49:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 KARINE CASTRO NÓBREGA – DISSERTAÇÃO (UAEMa) 2015.pdf: 1849613 bytes, checksum: c5a145f0dd677d54aab0ed55f6ccc4e9 (MD5) Previous issue date: 2015-02-23 / CNPq / A perfuração de poços de petróleo pode danificar fortemente a formação, incluindo a região de interesse: o reservatório. Perfurar sem que se danifique o reservatório caracteriza-se como um grande desafio, e por isso, tem sido estimulado o desenvolvimento de tecnologias de fluidos e otimização de processos de perfuração, incluindo, por exemplo, o uso de fluidos argilosos com vistas à minimização de perdas excessivas de filtrado para as formações permeáveis. Desta forma, este trabalho teve como objetivo avaliar a influência dos aditivos carboximetilcelulose (CMC) e calcita (CaCO3) e suas interações nas propriedades de filtração de fluidos de perfuração argilosos. Para tanto, foi utilizada uma amostra de argila bentonítica, comercialmente conhecida por Volclay, duas amostras de CMC com diferentes massas molares (CMC 1 (9,0 x 104g/mol) e CMC 2 (2,5 x 105g/mol)) e mesmo grau de substituição (DS = 0,7) e, duas amostras de calcita (CaCO3), com diferentes diâmetros médios de partículas e curvas de distribuição em tamanho. Foram realizadas a caracterização física e mineralógica da amostra de argila e a caracterização granulométrica das amostras de calcita, em seguida determinadas as propriedades reológicas (viscosidades aparente (VA) e plástica (VP), limite de escoamento (LE) e força gel (FG)) e de filtração (volume de filtrado (VF), volume de filtrado corrigido (VFcorr), spurt loss (SPL), espessura (h) e permeabilidade (k) do reboco e poder de retenção (R)) dos fluidos argilosos estudados. Os resultados evidenciaram que os fluidos estudados apresentaram comportamento pseudoplástico e os fluidos argilosos preparados com elevada concentração de CMC 2 (2g/350mL de água) apresentaram melhores valores de propriedades reológicas, pois estas propriedades são fortemente influenciadas pelo grau médio de polimerização dos aditivos poliméricos. A aditivação de fluidos argilosos com carboximetilcelulose de baixa massa molar e com calcita de granulometria fina conferiu aos fluidos melhor desempenho na melhoria das propriedades de filtração. Isto aconteceu, porque no meio aquoso a CMC 1 em elevada concentração associada a calcita 1 conduziu a menores valores de VF, h e k e, elevados valores de R. / The drilling of oil wells can greatly damage the formation, including the region of interest: the reservoir. Drilling without damaging the reservoir is characterized as a big challenge, and therefore, has been stimulated the development of fluid technologies and optimization of drilling processes, including, for example, the clay fluids use aiming at minimization excessive losses of the filtrate into the permeable formations. Thus, this study aimed to evaluate the influence of additives carboxymethylcellulose (CMC) and calcite (CaCO3) and their interactions in the filtration properties of clay drilling fluids. For this, it was used a sample of bentonite clay, commercially known by Volclay, two samples of CMC with different molecular weight (CMC 1 (9,0 x 104g/mol) and CMC 2 (2,5 x 105g/mol) ) and the same degree of substitution (DS = 0,7) and two samples of calcite (CaCO3) with different average diameters of particles and size distribution curves. It was done the physical and mineralogical characterization of the clay sample and the particle size characterization of the calcite samples it was also determined the rheological properties (apparent viscosity (AV) and plastic (PV), yield limit (YL) and gel strength (GS)) and of filtration (filtrate volume (FV), filtrate volume corrected (FVcorr), spurt loss (SPL), cake thickness (h) and permeability (k) and retaining power (R)) of the studied clay fluids. The results showed that the studied fluids showed pseudoplastic behavior and clay fluids prepared with high concentration of CMC 2 (2g/350mL of water) showed better values of rheological properties, because these properties are strongly influenced by the average degree of polymerization of polymeric additives. The additived clay fluids with low molecular weight carboxymethylcellulose and with fine granulometry calcite gave the fluids best performance in improving the filtration properties. This happened because in the aqueous medium the CMC 1 in high concentration associated at calcite 1 led at lower values of FV, h and k and high values of R.