[pt] Os problemas na perfuração associados à instabilidade do poço são geralmente agravados quando camadas de folhelho são atravessadas, as quais constituem uma alta porcentagem do total das rochas perfuradas no mundo. O folhelho, quando submetido às tensões in situ, pode atuar como uma membrana semipermeável à passagem de íons através do seus poros. Este comportamento e o desenvolvimento de pressões osmóticas ao redor do poço, desempenham um papel fundamental no balanço das forças que instabilizam a rocha. Neste trabalho, um modelo computacional baseado na teoria da poroelastoplasticidade com formulação numérica pelo método dos elementos finitos, é utilizado para avaliar a influência da interação rocha-fluido na estabilidade de poços perfurados através de folhelho. Simulações efetuadas para diferentes cenários esclarecem a maneira como o modelo acopla e trata os mecanismos de transporte envolvidos (difusão hidráulica, osmose química, difusão iônica, advecção). Resultados mostram a pressão de poros e a resistência da rocha adversamente afetadas à medida que o folhelho fica exposto ao fluido de perfuração. É discutida a instabilidade do poço segundo os dados obtidos da variação da pressão de poros, tensões efetivas, área plastificada e deslocamento radial do poço. / [en] Drilling problems associated with wellbore instability are aggravated when shale beddings are drilled, which constitute a high percentage of drilled rocks in the world. Shale in contact with water base mud (WBM), when submitted to the in situ stresses, could have a semipermeable membrane system behavior. This behavior and the osmotic pressure developed around the wellbore have a fundamental role in the force equilibrium that makes the formation unstable. On this document, a computer model based in the poroelastoplasticity with numerical formulation based on finite element code is applied to estimate the influence of rock-drilling fluid interaction on the stability of borehole drilled through shale. Modeling conditions explains how the model couples and deals with driving forces involved (hydraulic diffusion, chemical osmosis, chemical diffusion, advection). Unfavorable consequences about the pore-pressure and rock strength are showed with the time rock exposure. Wellbore instability is discussed according to pore-pressure, effective stress, plastic zone and radial displacement results obtained in this document.

[pt] A perfuração de poços de petróleo através de folhelhos, que se constituem na maioria das rochas da coluna estratigráfica, pode apresentar problemas de instabilidade devido às interações fisico-químicas entre os fluidos de perfuração e estas rochas. Os custos associados à solução destes problemas são muito altos e dependendo da intensidade destes problemas, poços podem ser perdidos. Nesta tese, um novo equipamento, capaz de reaplicar parte das tensões que estão atuando na amostra de rocha, foi desenvolvido. Uma metodologia de testes para avaliar os mecanismos de interação rocha-fluido e para determinar os parâmetros de transporte de massa, necessários para análises de estabilidade de poços, é proposta. Especificamente, parâmetros que descrevem o transporte de água e íons devido a gradientes hidráulicos e químicos são determinados. O conhecimento destes parâmetros contribui para compreender a eficiência do fluido de perfuração no controle de instabilidades durante a perfuração. Testes realizados em dois folhelhos de plataformas offshore usando diferentes fluidos demonstraram a eficiência do equipamento e da metodologia de testes. Os parâmetros de transporte obtidos são consistentes com valores obtidos em outros trabalhos. / [en] The drilling of oil wells through shales, which constitute the majority of rocks in the stratigraphic column, may present instability problems due to physico-chemicals interactions between the drilling fluids and these rocks. The costs associated to the solution of these problems are very high and, depending upon the intensity of these problems, wells can be lost. In this thesis, a new equipment was developed which is capable of reapplying part of the stresses that were acting upon the rock sample. A testing methodology to evaluate rock-fluid interaction mechanisms and to determine the mass transport parameters, needed for wellbore stability analyses, is proposed. Specifically, parameters that describe the transport of water and ions due to hydraulic and chemicals gradients are determined. The knowledge about these parameters is instrumental to understand the efficiency of the drilling fluid in controlling instabilities during drilling. Tests carried out in two shales from offshore platforms using different fluids demonstrated the efficiency of equipment and of the testing methodology. The transport parameters obtained are consistent with values obtained elsewhere.

[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.