[pt] Os problemas de interação folhelho-fluido estão em geral associados à troca de íons entre o fluido dos poros do folhelho e o fluido de perfuração, causada pelo gradiente químico entre os mesmos. Estes problemas são tratados pela utilização de produtos químicos inibidores da hidratação e da expansibilidade dos folhelhos (Bol, 1986). Dentre estes produtos, encontram-se as soluções salinas (Steiger, 1976), que tentam reduzir a migração iônica através do equilíbrio químico entre as rochas e os fluidos. O objetivo deste trabalho é desenvolver uma metodologia que permita medir a variação de concentração salina, usando sensores a fibra óptica, onde as concentrações são avaliadas sem a retirada das pressões aplicadas na amostra. Assim, a variação da concentração durante os ensaios de difusão e advecção, pode ser medida em tempo real,durante todo o ensaio. A variação da concentração com o tempo é de fundamental importância para a obtenção dos coeficientes de transporte iônico que ocorre durante os ensaios com os folhelhos e os arenitos.Foram realizados ensaios em uma amosta de folhelho oriundo da Bacia de Campos e em uma amostra de arenito Botucatu. Através do desenvolvimento de uma metodologia de ensaios para análise da interação rocha- fluido, foi possível obter-se resultados que permitirão prever instabilidades geradas nos poços durante a sua perfuração. / [en] Shale-drilling fluid interaction problems are generally associated with the exchange of ions between shale pore fluid and the drilling mud, being this change caused by the chemical gradient that holds between both. These problems are treated in general by using chemical products, so that the hydration and the expansion of the shales can be inhibited (Bol, 1986). Among these products, we found saline solutions (Steiger, 1976),which attempt to reduce the ionic migration by means of chemical balance between rocks and fluids.The objective of this work is to develop a methodology that allows measuring the variation of salt concentration, by using optic fiber sensors, in order to allow concentrations to be assessed without the withdrawal of the pressures applied into the sample, so that the variation of the concentration during the assays of diffusion and advection can be measured in real time, during the entire assay. The variation of the concentration with time is of fundamental importance for the attainment of the coefficients of ionic transport that occur during the assays with the shales and the sandstone. Assays in a sample of shale from Campos basin, as well as one sample of sandstone from Botucatu, have been carried out. Through the development of a methodology of assays specific for analyzing the interaction rock-fluid, it was possible to obtain resuls, which will allow to foresee instabilities generated in the wells during the digging process.

[pt] Os folhelhos correspondem a mais de 75% das formações perfuradas para exploração de hidrocarbonetos e cerca de 90% dos problemas de instabilidade em poços de petróleo são atribuídos a ele. Segundo Steiger & Leung (1991), são gastos de 600 milhões a 1 bilhão de dólares anuais com custos adicionais de perfuração, gerados por problemas de instabilidade em poços. Este trabalho propõe uma nova metodologia de ensaio triaxial axissimétrico CIU em folhelhos, capaz de obter os parâmetros necessários para análises de instabilidade em períodos de tempo relativamente curtos. Esta metodologia está baseada em procedimentos normalmente utilizados em ensaios de solos e emprega equipamentos específicos de testes em rochas. Foram realizados 12 ensaios triaxiais divididos em duas campanhas em um folhelho proveniente da Bacia de Campos. Os resultados dos ensaios comprovam a eficácia da nova metodologia. O comportamento de resistência destes folhelhos é descrito utilizando o critério linear de resistência de Mohr-Coulomb com coesão de 3,17 MPa e um ângulo de atrito interno de 25,3º. / [en] Shales constitute more than 75% of the drilled rocks in the search for hydrocarbons and an estimated high 90% of wellbore instability problems are credited to their presence. According to Steiger & Leung (1991), more than 600 Million US dollars are spent annually by the oil industry just to corrent the problems due to instabilities. This work presents a new methodology for running triaxial compression tests in shales under undrained conditions. This methodology allows shorter duration of the tests and it is based upon adaptation of concepts traditionally employed in the soil mechanics field. 12 tests have been carried out in shales obtained from offshore Brazil during this work. The tests were divided into 2 groups based upon the nature of the fluid used in the pore pressure lines. The tests results show that this methodology is very efficient. The shear strength behavior of the shale is described and by using the Mohr-Coulomb criterium, the shear strength parameters are a cohesion of 3,17 MPa and phase equal to 25,3°. / [es] Los folhelhos corresponden a más del 75% de las formaciones perforadas para exploración de hidrocarbonetos y a ellos le son atribuidos cerca de 90% de los problemas de inestabilidad en pozos de petróleo. Según Steiger & Leung (1991), se gastan de 600 millones a 1 billión de dólares anuales con costos adicionales de perforación, generados por problemas de inestabilidad en pozos. Este trabajo propone una nueva metodología de ensayo triaxial axisimétrico CIU en folhelhos, capaz de obter los parámetros necesarios para el análisis de inestabilidad en períodos de tiempo relativamente cortos. Esta metodología está basada en procedimientos normalmente utilizados en ensayos de suelos y emplea equipos específicos de pruebas en rocas. Fueron realizados 12 ensayos triaxiales divididos en dos campañas en un folhelho proveniente de la Bacia de Campos. Los resultados de los ensayos comproban la eficacia de la nueva metodología. Para describir el comportamiento de la resistencia de estos folhelhos se utiliza el criterio lineal de resistencia de Mohr-Coulomb con cohesión de 3,17 MPa y un ángulo de fricción interno de 25,3º.

[pt] Grande parte dos problemas de instabilidade de poços de petróleo ocorre quando rochas argilosas, como os folhelhos, são perfuradas. Tais problemas são creditados, em geral, à interação físico-química entre os fluidos de perfuração e as referidas rochas. Esta dissertação se foca no estudo experimental do comportamento de folhelhos expostos a diferentes soluções salinas, que simulam os fluidos de perfuração a base de água. O objetivo é estimar os parâmetros de transporte de massa (permeabilidade absoluta, coeficiente de reflexão e difusão) necessários para as análises de estabilidade de poços. São utilizadas um conjunto de células de difusão capazes de simular as condições de tensões in-situ e aplicar gradientes hidráulicos e químicos a corpos de prova de folhelhos. Foram caracterizados dois tipos de folhelhos típicos de plataformas offshore (BC-01) e onshore (Pierre01) provenientes, respectivamente, da Bacia de Campos (Rio de Janeiro, Brasil) e de Salt Lake City (Utah, Estados Unidos). Ensaios de porosimetria indicam que o folhelho BC-01 apresenta maiores diâmetros de poros quando comparados com o folhelho Pierre01. Resultados dos ensaios nas células de difusão sugerem que a direção dos planos de acamamento presentes nos corpos de prova afetam a permeabilidade e, por conseguinte, o coeficiente de reflexão que o folhelho possui. Os resultados sugerem que a composição mineralógica não tem influencia nos parâmetros de transporte de massa. / [en] The majority of the problems related to wellbore stability occur when argillaceous rocks, such as shales, are drilled. Such problems are believed, in general, to be caused by the physical-chemical interaction between drilling fluids and the referred rocks. This dissertation focuses on the experimental study of the behavior of shales exposed to different saline solutions, which simulated water-based drilling fluids. The objective is to estimate the mass transporting parameters (absolute permeability, reflection coefficient and diffusion) necessary for the analysis of well stability. Groups of diffusion cells are used, being capable of simulating in-situ stress conditions and apply hydraulic gradients and chemicals upon shale samples. Two types of shales were characterized; representative of offshore (BC-01) and onshore (Pierre01) platforms derived, respectively, from Bacia de Campos (Rio de Janeiro, Brazil) and Salt Lake City, Utah, United States. Porosimetry tests indicate that BC-01 shales present larger pore diameters when comparing with Pierre01 Shales. Experimental results from diffusion cells suggest that the direction of foliation planes present in the samples defines its permeability and, therefore the coefficient of reflection that the shales possess. The results suggest that mineral composition does not influence the mass transporting parameters.

[pt] Folhelhos desempenham tanto a função de rocha capeadora, camada de rocha de baixa permeabilidade que contém os hidrocarbonetos no reservatório , quanto de rocha geradora de petróleo em sistemas petrolíferos convencionais. Mais recentemente passaram a ser exploradas como reservatórios não convencionais. As suas propriedades mecânicas são importantes na determinação da estabilidade estrutural de poços e na avaliação da fraturabilidade de reservatórios não convencionais. Além disso, permitem a conexão entre os dados de prospecção de petróleo e as características geoquímicas da rocha geradora. Nesta tese, as propriedades nanomecânicas de amostras de folhelho Irati, provenientes da Bacia do Paraná, foram caracterizadas por microscopia de força atômica e nanoindentação em conjunto com microscopia eletrônica de varredura. Procedimentos de processamento de imagens foram desenvolvidos para construir imagens de propriedades tribomecânicas dos minerais e da matéria orgânica presentes na superfície. A identificação mineralógica realizada no microscópio eletrônico permitiu associar o contraste verificado nas imagens obtidas no microscópio de força atômica às propriedades tribomecânicas dos minerais e matéria orgânica. Esses constituintes do folhelho também foram caracterizados por nanoindentação para permitir a medida de duas propriedades mecânicas por um método independente. Por fim, um conjunto de nanoindentações aleatoriamente distribuídas na superfície foi executada em uma amostra da mesma região, sendo o resultado estatisticamente analisado para permitir a comparação com as propriedades macroscópicas. / [en] Shales perform both the cap rock, low permeability rock layer that restrain hydrocarbons in the reservoir, and petroleum source rock in conventional petroleum systems. More recently they have been exploited as unconventional reservoirs. Their mechanical properties are important in determining the structural stability of wells and in evaluating the fracability of unconventional reservoirs. In addition, they allow the connection between oil prospecting data and the geochemical characteristics of the source rock. In this thesis, the nanomechanical properties of Irati shale samples from the Paraná Basin were characterized by atomic force microscopy and nanoindentation together with scanning electron microscopy. Image processing procedures were developed to construct images of tribomechanical properties of minerals and organic matter present on the surface. The mineralogical identification performed by electron microscopes allowed to associate the contrast found in the images obtained with the atomic force microscope to the tribomechanical properties of minerals and organic matter. These shale constituents were also characterized by nanoindentation to allow the measurement of two mechanical properties by an independent method. Finally, a set of randomly distributed nanoindentations on the surface was performed on a sample from the same region, and the result was statistically analyzed to allow comparison with macroscopic properties.

[pt] Frente à crescente complexidade dos cenarios de exploração de petróleo, as análises de estabilidade convencionais tornam-se insuficientes para determinar as condições reais dos poços. Assim, ciente destas limitações, a indústria do petróleo vem aplicando com mais frequência novos métodos como o modelo geomecânico denominado Mechanical Earth Model (MEM), pois permite gerar uma previsão da estabilidade do poço e ajuda a reduzir os riscos de perfuração. Neste sentido, o presente trabalho apresenta uma metodologia para estimar as condições da estabilidade de poços com ênfase nas formações de folhelhos, através da identificação e análise de problemas e eventos que revelem sinais de instabilidade geomecânica levantados nos dados de perfuração disponíveis. Boletins diários de perfuração e perfis elétricos de poços são as fontes de dados para análise de problemas de estabilidade que são os responsáveis pela maior parte dos tempos não produtivos, e consequentemente, de custos extras de perfuração. Por tanto, o estudo e o entendimento destes problemas contribuirá para a otimização do processo de perfuração, melhorando assim as práticas ou mitigando os efeitos severos das anormalidades. / [en] Facing the increasing complexity of scenarios for oil exploration, the conventional stability analysis became insufficient to determine the actual condition of the wells. Aware of these limitations, the oil industry has been applying new methods such as the geomechanical model named Mechanical Earth Model – MEM, which has been applied on the prediction of wellbore stability and drilling risks mitigation. In this sense, this work presents a methodology for estimating the wellbore stability conditions of wells with special emphasis on shale formations, through the identification and assessment of events which indicate geomechanical instability during drilling. These data are available from daily drilling reports and electric logs. Well Stability problems are responsible for most non-productive time, and consequently, the extra drilling costs. Therefore, the study and understanding of these problems contribute to the drilling optimization, thus improving the practices or mitigating the effects of severe abnormalities.

[pt] Os reservatórios não convencionais de folhelho possuem permeabilidades muito baixas sendo necessário fraturar hidraulicamente a formação para aumentar a permeabilidade e conseguir um melhor desempenho do poço. O fraturamento hidráulico em vários estágios criado a partir de um poço horizontal gera uma complexa rede de fraturas, com variadas condutividades dentro do volume de reservatório estimulado. Neste trabalho realizamos análises paramétricas para avaliar os efeitos no desempenho do poço produtor causadas pela variação dos diferentes parâmetros dentro da complexa rede de fraturas criada. Estes parâmetros foram principalmente: os espaçamentos na rede de fraturas (sem propante), a condutividade na rede de fraturas (sem propante), a condutividade das fraturas primárias (preenchidas com propante), os espaçamentos das fraturas primárias (preenchidas com propante), a variação da permeabilidade ao longo das fraturas primárias e finalmente a variação das pressões do fundo do poço. Entender as relações entre o tamanho da rede de fraturas, os espaçamentos, a distribuição do propante e a condutividade das fraturas são parâmetros chaves para definir estratégias de estimulação e completação. Finalmente se fez uma simulação com injeção de água avaliando o impacto que causa na recuperação total de óleo e gás, e analisamos a possibilidade de aplicar este método de recuperação num reservatório fraturado hidraulicamente. / [en] The shale reservoirs have ultralow permeability requiring hydraulically fracturing the formation to improve permeability and get a better well performance. The multistage hydraulic fractures system created from a horizontal well generates a complex fracture network with different conductivities within the stimulated reservoir volume. In this work we made parametric analyzes to assess the effects on producer well performance caused by the variation of different parameters within the complex network fractures created. These parameters were mainly: spacing in the un-propped fracture network, the conductivity in the unpropped fracture network, primary fracture conductivity, primary fracture spacing, the variation of permeability along the primary fractures and finally the variation of downhole pressures. Understanding the relationship between fracture network size, fracture spacing, proppant distribution, and fracture conductivity is critical to stimulation and completion design. Finally a simulation with water injection evaluating its impact on recovering oil and gas was carried out, and the possibility of applying this method of recovery in a fractured reservoir was evaluated.The shale reservoirs have ultralow permeability requiring hydraulically fracturing the formation to improve permeability and get a better well performance. The multistage hydraulic fractures system created from a horizontal well generates a complex fracture network with different conductivities within the stimulated reservoir volume. In this work we made parametric analyzes to assess the effects on producer well performance caused by the variation of different parameters within the complex network fractures created. These parameters were mainly: spacing in the un-propped fracture network, the conductivity in the unpropped fracture network, primary fracture conductivity, primary fracture spacing, the variation of permeability along the primary fractures and finally the variation of downhole pressures. Understanding the relationship between fracture network size, fracture spacing, proppant distribution, and fracture conductivity is critical to stimulation and completion design. Finally a simulation with water injection evaluating its impact on recovering oil and gas was carried out, and the possibility of applying this method of recovery in a fractured reservoir was evaluated.

[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.

[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.