[pt] Os mecanismos geradores de pressão de poros em subsuperfície têm sido alvo de diversas pesquisas ao longo dos anos. A identificação prévia de zonas de pressão anômalas auxilia na redução do tempo não produtivo (NPT), evitando paralisações, bem como na prevenção de acidentes durante a etapa de perfuração do poço de petróleo. Nesse contexto, este trabalho estuda métodos de previsão de pressão de poros a partir de perfis petrofísicos e de parâmetros de perfuração. Com este objetivo, é apresentada uma revisão bibliográfica abordando tanto os conceitos fundamentais quanto os métodos de previsão de pressão de poros existentes. De modo geral, as estimativas de pressão de poros podem ser divididas em três etapas: (1) antes da perfuração, onde são utilizados perfis petrofísicos de poços de correlação para estimar a pressão de poros; (2) durante a etapa de execução do poço, na qual geralmente são usados os parâmetros de perfuração, além dos eventos de perfuração identificados, e quando disponíveis, as ferramentas de perfilagem em tempo real e dados de pressão; e (3) finalmente na etapa pós-perfuração, onde são utilizados os perfis a cabo, os possíveis perfis de Logging While Drilling (LWD), os eventos de perfuração e os dados de tomadas de pressão na retroanálise. Esses dados são usados para calibrar a pressão de poros estimada previamente para o poço e alimentar a base de dados de poços de petróleo perfurados em uma certa região. Neste trabalho foram realizados estudos de caso, com a realização de estimativas de curvas de pressão de poros, que foram comparadas aos valores de testes de pressão de poços, quando disponíveis. Além dos testes de pressão, também podem ser utilizados eventos indicadores de pressão de poros elevada na calibração, por exemplo o torque, arraste, cavings estilhados ao longo de formações argilosas, influxos em trechos permeáveis, entre outros indicativos. Foi constatado que os gradientes de pressão estimados pelo Método de Bowers apresentam resultados com maior oscilação dos valores quando comparados aos estimados pelo Método de Eaton. A boa aplicabilidade do Método de Eaton é devido ao fato de que na bacia em questão, o mecanismo de subcompactação mostrou-se predominante. Notou-se também que na comparação entre os métodos do expoente d e DEMSE, o resultado do gradiente de pressão de poros obtido através do expoente d está sujeito a menos interferências nas estimativas com relação ao método DEMSE. / [en] The mechanisms that generate pore pressure in subsurface have been the subject of several research over the years. The prior identification of anomalous pressure zones helps to reduce non-productive time (NPT), avoiding stoppages, as well as preventing accidents during the drilling stage of the oil well. In this context, this work studies pore pressure prediction methods from petrophysical profiles and drilling parameters. With this objective, a literature review is presented covering both the fundamental concepts and the existing pore pressure prediction methods. Generally speaking, pore pressure estimates can be divided into three steps: (1) before drilling, where petrophysical profiles from correlation wells are used to estimate pore pressure; (2) during the well execution stage, in which drilling parameters are generally used, in addition to identified drilling events, and when available, real-time logging tools and pressure data; and (3) finally in the post-drilling stage, where the cable profiles, the possible Logging While Drilling (LWD) profiles, the drilling events and the pressure tapping data in the back analysis are used. This data is used to calibrate the previously estimated pore pressure for the well and feed the database of oil wells drilled in a certain region. In this work, case studies were carried out, with estimates of pore pressure curves, which were compared to the values of well pressure tests, when available. In addition to pressure tests, events that indicate high pore pressure can also be used in calibration, for example torque, drag, chipped cavings along clayey formations, inflows in permeable stretches, among other indicators. It was found that the pressure gradients estimated by the Bowers Method shows greater oscillation of the values when compared to those estimated by the Eaton Method. The good applicability of the Eaton Method is related to the subcompaction mechanism predominant in the studied basin. It was also noticed that in the comparison between the Exponent d and DEMSE methods, the result of the pore pressure gradient obtained through the Exponent d is subject to less interference in the estimates in relation to the DEMSE method.

[pt] Alguns dos problemas mais comuns relatados durante a perfuração de poços petrolíferos, como a instabilidade, a perda de circulação e o colapso das paredes, podem ser evitados com o acesso em tempo real, dentre outros, à resistência à com-pressão não confinada das rochas. Os métodos mais usuais de estimativa da resis-tência não confinada apresentam três principais restrições quanto à aplicação em tempo real: i) a perfilagem em tempo real pode não ocorrer ao longo de toda a tra-jetória do poço e é mais costumeira em profundidades próximas ao reservatório; ii) a obtenção de amostras provenientes do poço para ensaios de laboratório é prática custosa e pouco usual e; iii) as informações relativas à geometria da broca são res-tritas aos fabricantes. Nesse contexto, esta dissertação tem como foco a adaptação de um método de estimativa da resistência não confinada para tornar possível a aplicação em tempo real, partindo da hipótese de que a perfuração é fundamental-mente controlada pela interação entre a broca e a formação rochosa e que a resis-tência à compressão confinada está relacionada a uma parcela da energia mecânica específica. A metodologia desenvolvida foi aplicada em um poço, testada em outros nove poços e será implementada no programa de estabilidade SEST TR 2.0. Sa-bendo que a resistência não confinada é função da coesão e do ângulo de atrito, a coesão da formação rochosa também foi calculada. Este estudo conclui que é pos-sível estimar ambas as propriedades mecânicas em tempo real dispondo apenas dos parâmetros operacionais de perfuração. / [en] Some of the most common problems reported during well drilling, such as instability, loss of circulation and wellbore collapse can be avoided with real-time access, among others, to the unconfined compressive strength of rocks. The most usual methods for estimating unconfined compressive strength have three main re-strictions regarding their real time application: i) real-time logging may not occur along the entire trajectory of the well and is more common at depths close to the reservoir; ii) obtaining samples from the well for laboratory tests is costly and un-usual practice and; iii) information regarding drill bit geometry is restricted to man-ufacturers. In this context, this research focuses on the adaptation of an unconfined compressive strength estimation method to make real-time application possible, based on the hypothesis that drilling is fundamentally controlled by the interaction between the drill bit and rock formation and that the confined compressive strength is related to a portion of the mechanical specific energy. The developed methodol-ogy was applied in one well, tested in nine other wells and will be implemented in the SEST TR 2.0 stability program. Knowing that unconfined compressive strength is a function of cohesion and friction angle, the cohesion of the rock for-mation was also calculated. This study concludes that it is possible to estimate both mechanical properties in real time using only drilling data.