[pt] As descobertas no pré-sal estão entre as mais importantes no setor de óleo e gás em todo o mundo na última década. As operações de perfuração na área do pré-sal brasileiro são complexas e desafiadoras em função de fatores como águas ultra profundas, efeito do creep na seção evaporítica (fluência do sal), geologia estrutural complexa, presença de cavernas e poros de diferentes tamanhos geradores de perda de circulação. Estima-se que os custos associados à instabilidade de poços representem cerca de 5 a 10 por cento dos custos de perfuração nas fases de exploração e produção, implicando, a nível mundial, custos de centenas de milhões de dólares por ano. No presente estudo, foi desenvolvido um modelo de estabilidade de poços na área do pré-sal brasileiro utilizando-se correlações analíticas para a obtenção da janela operacional de perfuração. A janela operacional auxilia na otimização do peso de fluido que deverá ser utilizado na perfuração e é definida por um limite inferior (pressão de poros ou de colapso) e por um limite superior (gradiente de fratura). Para a construção do modelo geomecânico, foram considerados perfis de oito poços de correlação, medições diretas de pressão, provas de integridade de formação, temperatura das formações e dados públicos do world stress map. Foram realizadas análises de sensibilidade de três parâmetros para lidar com as suas respectivas incertezas e estimar suas variações: resistência uniaxial não confinada (UCS), do coeficiente de Biot e magnitude da tensão horizontal máxima (SHmax). Os resultados do estudo indicam que o gradiente de sobrecarga na profundidade dos carbonatos da área estudada (5000 até 6140m – profundidade vertical (TVD)) variaram de 13,6 a 14,3ppg (lb/gal). A análise de pressão de poros (PP) indicou que na região existem dois cenários envolvendo esse parâmetro: uma área com pressão de poros levemente alta (9,2ppg) e em outra que apresenta pressão de poros anormalmente pressurizada (13,0ppg). A análise dos resultados das provas de integridade de formação (Leak-offs tests – LOTs) possibilitou a estimativa da Razão de Tensão Horizontal Efetiva mínima (ESRmin) como sendo uma constante de 0,65 no trecho dos carbonatos e, com isso, estimou-se a tensão horizontal mínima em 12,4ppg para a região com pressão de poros levemente alta e 13,8ppg para a região de alta pressão. Os valores médios de resistência de rocha foram de 43MPa e foram comparados resultados de ensaios de resistência de uma rocha análoga ao pré-sal. A direção das tensões horizontais máximas foi estimada em cerca de 95NE e a magnitude foi estimada através do polígono de tensões, onde considerou-se diferentes cenários nos quais envolveram a variação de UCS, coeficiente de Biot e abertura de breakout. Os resultados de SHmax encontrados foram utilizados para a estimativa da Razão de Tensão Horizontal Efetiva máxima (ESRmax) que variou entre 0,95 e 1,8 em função dos cenários avaliados e, com isso, concluiu-se que o campo de falhamento na área estudada estaria entre o normal e o transcorrente. Estimou-se que a janela operacional nos carbonatos na região com PP levemente pressurizada apresenta como limite inferior valores entre 10,5 e 11,1ppg e como limite superior 12,3 a 12,6ppg. Já na região com PP anormalmente pressurizada a janela operacional para a fase dos carbonatos compreende valores entre 13,3 a 13,8ppg. A presente pesquisa apresenta também as discussões relativas às incertezas associadas à ausência de dados e o modelo constitutivo adotado. / [en] The discoveries in the pre-salt are one of the most important ones in the oil and gas industry around the world in the last decade. Drilling operations in the Brazilian pre-salt area are complex and challenging due to factors such as ultra-deep water, effect of creep in evaporite section, complex geological structure, presence of caves and vugs generating total circulation losses etc. It is estimated that the costs associated with wellbore instability problems represent about 5 to 10 percent of the drilling costs in the stages of exploration and production, generating costs around hundreds of millions of dollars a year. In this study, a wellbore stability model was built of the pre-salt area using analytical correlations to obtain a mud window. The operational window assists in optimizing the fluid weight to be used in drilling and is defined by a lower limit (pore or collapse pressure) and an upper limit (fracture gradient). In order to build the geomechanical model, eight offset well with log data, direct pressure measurements, formation integrity tests, formation temperature, and data from the world stress map were used. Sensitivity analyzes were made from uniaxial unconfined strength (UCS), Biot coefficient and magnitude of the maximum horizontal stress to evaluate model s uncertainties and estimate its variations. The geomechanical model indicates that the overburden in the carbonates of the studied area (5000 until 6140m – True Vertical Depth (TVD)) ranges from 13,6 to 14,3ppg (lb/gal). Pore pressure indicates two different behavior, presenting slightly over-pressurized (around 9,2ppg) and over-pressurized in another area (13,0ppg). The results of the formation integrity test (Leak-off tests, LOTs) were used to estimate the minimum effective stress ratio (ESRmin), a constant value around 0,65 with a minimum horizontal stress equal to 12,4ppg in the slightly overpressured zone and 13,8ppg in overpressure zone. The average values of uniaxial compressive strength (UCS) were 43MPa. The azimuth of maximum horizontal stress was estimated to be around 95NE obtained from World Stress Map. The effective maximum horizontal stress ratio (ESRmax) is ranging between 0,95 and 1,8 according to the presented scenarios and it can be concluded that the faulting stress regime is between normal and strike slip. It is estimated due to the slightly over pressured PP that the operational windows on the carbonates have as lower limits values from 10,5 to 11,1ppg and as higher limits values from 12,3 to 12,6ppg. In the area with PP abnormally pressurized the operational window to the carbonates phase is between 13,3 to 13,8ppg. The present research also discusses the uncertainties associated to the absence of available data and the constitutive models used.

[pt] Esta dissertação apresenta os resultados de um estudo visando à avaliação do uso de lasers de alta potência para operações de canhoneio em poços revestidos e cimentados em reservatórios carbonáticos, cujo objetivo é introduzir furos laterais nas paredes do poço para permitir o escoamento do fluido do reservatório para o poço. Numa revisão bibliográfica de patentes internacionais publicadas na última década, levantou-se o atual estado da arte do uso de lasers para perfuração de rochas. Foram publicados 226 documentos de patentes desde o ano de 2008, indicando a grande relevância tecnológica do tema desta dissertação. São apresentados os resultados de testes de Resistência a Compressão e análises de microtomografia, realizados em amostras de pastas de cimento com formulações usadas nos poços do Pré-sal e de rochas carbonáticas com características próximas às encontradas nesses reservatórios. O laser a fibra utilizado apresentava potência de até 1,5 kW e comprimento de onda de 1.064 micrômetros. Para a caracterização destes materiais, antes e após a produção de canhoneios, foram realizados ensaios de Difração de Raios X e de Espectrometria de Fluorescência de Raios X. Na avaliação da estrutura das amostras, foram utilizados um tomógrafo de raios-X e um microtomógrafo. Energia específica estimada em 243 J/mm(3) para carbonato. Testes em corpos de prova compostos de revestimento/cimento/carbonato. Com laser de potência de 1,5 Kw por 80 segundos, produziram furos de 5 mm de diâmetro e 50 mm de profundidade. Os resultados obtidos demostram, ainda que preliminarmente, o potencial do uso dessa tecnologia em operações de canhoneio. / [en] This thesis presents the results of a study evaluating the application of highpowered lasers when perforating cement-lined wells in carbonate rock reservoirs. The focus is on the creation of lateral channels in the walls of the well to allow the flow of the oil into the well. Through an intensive literature review of the international patents published in the last decade, the current state-of-the-art use of lasers in the perforation of rocks was evaluated. Specifically, 226 patent documents were found to have been published since 2008, showing the great importance of laser technology in this field. The results of the Resistance to Compression tests and the microtomography analysis are presented, showing samples of the cement slurry formulation used in pre-salt wells and carbonate rocks with characteristics close to the ones found in these types of reservoirs. The fiber laser utilized presented an output of up to 1.5kW and a wavelength of 1,064 micrometers. The characterization of this material, before and after the production of perforations, was analyzed using X-ray Diffraction and X-ray Fluorescence Spectroscopy. To evaluate the structure of the samples, X-ray tomography and microtomography were employed. The specific energy was estimated at 243 J/mm(3) for the carbonate rocks. The final tests to represent the well architecture were realized with samples of liner/cement/carbonate. By means of lasers with the power of 1.5kW for 80 seconds, channels with 5mm diameters and 50mm depths were produced. The results obtained show, although only preliminarily, the potential of using this technology in perforation operations.

[pt] Desde a década de 80, abordagens data-driven têm sido utilizadas para identificação de fluidos e caracterização de reservatórios carbonáticos e siliciclásticos principalmente em relação à análise das amplitudes sísmicas. No entanto, técnicas aplicadas com sucesso para rochas siliciclásticas, como por exemplo: Análise AVO, inversões sísmicas e IDH (Indicadores Diretos de Hidrocarbonetos) revelaram não obter o mesmo êxito para reservatórios carbonáticos heterogêneos. Em contrapartida, diversos artigos mostram que fluxos de caracterização de reservatórios com modelos de física de rochas incorporados têm alcançado grande sucesso para obtenção de propriedades petrofísicas e atributos elásticos de ambas as rochas, utilizando sísmicas e well logs, em uma abordagem model-driven, focada nas características microestruturais do reservatório. Dessa forma, levando em consideração a importância de se utilizar modelos de física de rochas no escopo da caracterização de reservatórios, dois modelos de física de rochas - Xu e Payne e T-Matrix - foram aplicados, comparados e seus parâmetros foram estocasticamente avaliados e otimizados em um arcabouço Bayesiano. Através dessa abordagem, foi possível estimar, de uma forma confiável, os atributos elásticos de um reservatório carbonático (coquinas) levando em consideração diversos tipos de incertezas. Além disso, após a calibração e validação de ambos os modelos de física de rochas para diferentes poços, análises de sensibilidade foram realizadas para compreensão de forma quantitativa do comportamento dos atributos elásticos das coquinas em relação às alterações do conteúdo mineralógico, tipos de poro e fluidos desse reservatório. / [en] Since the 80 s, data-driven approaches have been used for fluids identification and reservoir characterization of siliciclastic and carbonate rocks mainly regarding seismic amplitudes analyses. However, techniques successfully applied for siliciclastic rocks, such as: AVO analysis, seismic inversions and DHI (Direct Hydrocarbon Indicators) ranking revealed not have achieved the same outstanding and reliable results for heterogeneous carbonate rocks. On the other hand, several articles demonstrate that reservoir characterization workflows with rock physics models embedded have been reaching a robust success in order to obtain petrophysical properties and elastic attributes of both rocks, from the seismic and well logs, in a model-driven approach focused on the reservoirs microstructural information. In this way, taking into account the importance of applying rock physics models in the scope of reservoir characterization, two rock physics models - Xu and Payne and T-Matrix - were applied, compared and their parameters were stochastically evaluated and optimized in a Bayesian framework. Through this approach, it was possible to estimate, in a reliable manner, the elastic attributes of a carbonate reservoir (coquinas) taking into consideration different kinds of uncertainties. Furthermore, after the calibration in the well location and validation of both rock physics models for other wells, sensitivity analyses were conducted in order to quantitatively understand how the coquinas elastic attributes behave regarding the variations in the reservoir mineralogical content, pore shapes and fluids.

[pt] O sucesso da estimulação por fraturamento é dependente da geração de condutividade. No fraturamento sustentado, a condutividade é governada pelas propriedades dos agentes de sustentação os quais são caracterizados por materiais uniformes, esféricos e de elevada resistência compressiva, capazes de manter a fratura condutiva mesmo em elevado estado de tensões. No fraturamento ácido, a condutividade depende da impressão irregular na superfície da fratura e da capacidade mecânica da rocha em sustentar um fluxo contínuo após o seu fechamento. A previsão de desempenho do reservatório requer, entre outros parâmetros, informações completas do modelo de fluxo e o decréscimo de pressão nas imediações do poço, a geometria e a condutividade resultante após o fraturamento possui grande influência nesta análise. O propósito deste trabalho visa investigar experimentalmente, a partir de testemunhos de carbonatos profundos, o comportamento de fraturas ácidas e sustentadas em diferentes estágios de tensão, desenvolver uma proposta de calibração do modelo empírico desenvolvido por Nierode e Kruk a fim de estimarmos a condutividade resultante utilizando dados de perfis com base em propriedades dinâmicas e composição mineralógica, e avaliar o impacto da condutividade na produtividade de um poço. Baseado na análise dos resultados concluiu que, é possível obter fratura ácida condutiva sob as tensões confinantes esperadas em carbonatos profundos e que fraturas sustentadas apresentam maiores condutividades, determinada pela característica do agente de sustentação utilizado, não sofrendo influência significativa com o incremento de tensão, ao contrário do fraturamento ácido. A partir dos dados indiretos obtidos de perfil a poço aberto, é possível obter uma estimativa da distribuição da condutividade de fraturas ácidas sem necessidade de testemunhos. Ao simularmos os ganhos de produtividade a partir de diversas variáveis disponíveis em cada técnica estudada de estimulação é possível ratificar que, não existe solução única indicada para carbonatos e que, a permeabilidade do meio é o fator preponderante na decisão. / [en] A well-succeeded fracturing stimulation depends on conductivity creation, which is ruled by the propping agent in sustained fracturing. These agents are characterized by uniform spherical materials of high compressive resistance, besides being capable of keeping conductivity, even under high stress state. Acid fracture conductivity depends on uneven etching on the surface of the fracture wall, as well as on the mechanical capacity of the rock to support a continuous flow after the fracture is closed. Reservoir performance predictions require, among other parameters, complete information about the flow model and about the pressure decreased around the well. The resulting geometry and conductivity after fracturing have great influence on these predictions. The aim of the present study is to experimentally investigate the behavior of acid fractures supported by different stress stages according to deep carbonate samples, as well as to develop a calibration proposition to the empirical model developed by Nierode and Kruk, in order to estimate the resulting conductivity by using data logging based on dynamic properties and mineralogical compositions. Moreover, it aims at assessing the impact of conductivity on the productivity of the well. Results of the herein performed analysis allowed concluding that it is possible to get an acid fracture under the confining stress expected for deep carbonates, and that sustained fractures have higher conductivity, which is set by the characteristics of the adopted propping agent. Therefore, different from the acid fracturing, these sustained fractures are not significantly influenced by higher stress. Based on the indirect data collected from the profile of the well, it was possible estimating acid fracture conductivity distribution, without the need of samples. The simulated productivity increase based on the different variables available for each of the assessed stimulation techniques made it possible ratifying that there is no single solution recommended for carbonates, and that the medium permeability is the main factor influencing the decision making process.

[pt] A injeção de fluidos é uma prática comum na indústria de petróleo e um dos objetivos desta operação é aumentar o fator de recuperação dos campos petrolíferos. À medida que o óleo vai sendo produzido há naturalmente perda da quantidade de energia nativa, inerente ao reservatório, que manteria a continuidade da produção. Nesse ponto, fazem-se necessárias intervenções nos poços para dar continuidade à produção, lançando-se mão dos métodos de recuperação, dos quais a injeção de fluidos é um deles. As formulações desses fluidos de injeção são via de regra baseadas na utilização de água do mar (que é rica em magnésio) e em solução supercrítica com gás carbônico oriundo do próprio reservatório. Esses fluidos quando em contato com as rochas carbonáticas do pré-sal, propiciam a uma condição de ambiente químico nunca vivenciada quando este tipo de operação era realizada nos reservatórios nacionais anteriores à exploração no pré-sal. As rochas carbonáticas são reativas e a injeção de fluidos pode provocar alterações tanto na composição mineralógica quanto na composição dos fluidos produzidos. O objetivo deste trabalho é buscar evidências objetivas, identificação e quantificação, da precipitação ao longo do tempo de espécies minerais contendo magnésio formadas a partir de interações de rocha calcária (mais especificamente a calcita (CaCO3)) e fluido de injeção utilizado na recuperação avançada de poços de petróleo. Realizaram-se experimentos em que uma rocha calcária conhecida interagiu com CO2 supercrítico em meio a uma solução salina de água do mar sintética sob condições de temperatura e pressão da ordem de grandeza das encontradas em reservatórios do pré-sal. As amostras de rocha foram expostas ao fluido a 150 graus Celsius e 276 bar sob diferentes tempos de reação. Em seguida foram realizados ensaios de DRX e de composição química elementar (ICP-OES) onde ficou evidenciada a presença de magnésio na calcita após interação com o fluido de injeção, as análises por DRX não conseguiram constatar alterações na estrutura cristalina dessas calcitas pós reação. / [en] Fluid injection is a common practice in oil industry and one of its targets is to increase the recovery factor of oil fields. As the oil is being produced, there is naturally loss in the amount of the reservoir native energy to sustain production. At this point, human intervention is necessary to continue production, so recovery methods are used, of which fluid injection is one of them. These injection fluid formulations are usually based on seawater (which is rich in magnesium) and supercritical carbon dioxide solution from the reservoir itself, which in contact with the pre-salt carbonate rocks will lead to a condition of chemical environment never experienced when this operation was performed in national reservoirs prior to presalt exploration. The carbonate rocks are reactive and fluid injections can cause changes in both mineral composition and produced fluids composition. This work objectives the searching for evidences, identification and quantification, of mineral species precipitation containing magnesium from interactions of limestone (more specifically calcite (CaCO3)) and injection fluid used in the enhanced oil recovery. Experiments were performed in which a known powdered limestone rock interacted with supercritical CO2 in a saline solution of synthetic sea water under tipical conditions (temperature and pressure) found at pre-salt reservoirs. The rock samples were exposed to fluid at 150 Celsius degrees and 276 bar under different reaction times. Then, XRD analysis and elemental chemical composition (ICP-OES) tests were performed, showing the presence of magnesium in the calcite after interaction with the injection fluid, although the XRD analysis failed to verify changes in the crystalline structures of these calcites after reaction.