[pt] O estudo de estabilidade do poço visa minimizar eventos indesejáveis, decorrente de um peso de fluido inadequado. No desenvolvimento do projeto de estabilidade mecânica do poço são definidos limites de pressões, onde o valor de pressão máxima aceitável é fornecido pelo gradiente de fratura. Diversos modelos são propostos na literatura a fim de estimar o valor do gradiente de fratura e a base para todos eles consiste numa precisa determinação do modelo geomecânico. Para esse trabalho foi realizado uma pesquisa bibliográfica dos principais modelos propostos para a determinação do gradiente de fratura, comparando resultados obtidos pela simulação de cada modelo com valores reais de pressão de quebra obtidos in-situ. Identificou-se a influência da escolha desse modelo no resultado da Janela Operacional, as principais práticas disponíveis para se determinar o modelo geomecânico e a sua importância no resultado final do valor de gradiente de fratura. Para a análise comparativa os modelos propostos foram divididos em dois grupos definidos como Tensão Mínima e Tensão tangencial. A solução poroelástica apresentada por Detournay e Cheng (1988) foi a que mais se aproximou dos valores reais de pressão de quebra obtidos insitu. Um maior conhecimento a respeito do modelo adotado para o gradiente de fratura é fundamental no processo de otimização de um projeto de estabilidade de poço de petróleo, podendo transformar projetos inviáveis operacionalmente em viáveis. / [en] The study of wellbore stability aims to minimize undesirable events, due to a inappropriate weight of fluid The wellbore stability analysis defines limits pressures, where the maximum value pressure acceptable is provided by fracture gradient. Several models have been proposed in the literature to estimate the value of the fracture gradient and the basis for all they are the good determination of the geomechanical model. In this work a research in the literature was performed for the determination of different fracture gradient models, comparing results obtained by the simulation of each model with real values of fracture pressure, obtained in-situ. It was noticed the impact in the result of the Operational Window due to the assumptions from the different fracture gradients models. It was also evaluated the main practices available to determine the geomechanical model and its importance in the final result for the value of the fracture gradient. For comparative analysis, the proposed models were divided into two groups defined as Minimum Stress and Hoop Stress. The solution presented by Detournay and Cheng (1988),was the closest to the real values for fracture gradient obtained in-situ. Increased knowledge about the model adopted for the fracture gradient is fundamental in the process of optimizing the Operational Window.

[pt] Frente às dificuldades de perfurar poços em reservatórios caracterizados por carbonatos fraturados e depletados, com frequente ocorrência de massivas perdas de fluido para formação e impossibilidade de manter o retorno de fluido para superfície, foi desenvolvida a técnica FMCD- Floating Mud Cap Drilling. A técnica consiste na perfuração com bombeio contínuo de fluido pela coluna de perfuração e também pelo anular do poço, injetando todo fluido e formação cortada pela broca para o reservatório. Na técnica convencional de perfuração, o fluido é bombeado pela coluna e retorna pelo anular, sendo possível monitorar continuamente a ocorrência de kicks - influxos acidentais de hidrocarbonetos no poço No entanto, na técnica FMCD, devido à ausência de retorno de fluido no anular, torna-se necessário adotar métodos não convencionais de monitoramento e prevenção de kicks, sendo o principal método, a injeção continua de fluido pelo anular, a uma vazão determinada, que evite influxos do reservatório e migração de hidrocarbonetos para superfície, denominada vazão de segurança. Inicialmente é apresentada uma contextualização da perfuração de poços offshore com técnica convencional e técnica FMCD, associada a uma ampla revisão bibliográfica sobre a técnica, e também de modelos e experimentos de fluxo óleo-água. Por fim, como objetivo principal da dissertação, é realizado a discussão de premissas, análise da vazão de segurança e métodos de monitoramento de influxos. Contudo, é esperado que a revisão bibliográfica e análises desenvolvidas, auxiliem em futuros projetos de perfuração com a técnica FMCD- Floating Mud Cap. Drilling. / [en] With the oil carbonate reservoirs exploration and exploitation around the world and the Brazilian coast, new challenges for well drilling are found which requires new techniques to be developed. The carbonate reservoirs can present fractures with high conductivity along its structure, often accompanied by geological faults. When associate with scenarios where the reservoirs are depleted, due to the ongoing production of these oil fields, may lead to fluid severe losses into the formation during the news well construction. For decades, in case of total loss at offshore wells drilling, the proposed solution has been to pump sealing material into the formation and, persisting the losses, to end it with a cement plug in open hole and make another attempt to drill the interval. When these procedures were not effective, the wells were often abandoned. On one side, it should be emphasized, that pumping sealant material and cement into the producing reservoir is undesirable, due to the possibility of damaging the intervals of greater permeability and production potential which may bring reduction in productivity (or injectivity) of the well. On the other side, continuing the drilling with fluid total loss may be intolerable from the operational safety point of view, as it is not possible to use conventional kick detection methods, that are mainly based on drilling fluid mass control. Facing these difficulties of drilling wells in reservoirs characterized by fractured and depleted carbonates, the FMCD (Floating Mud Cap Drilling) technique was developed. The technique consists of drilling with continuous pumping of fluid both through the drilling column and the well annulus, injecting all fluid and formation cuts into the reservoir.