[pt] Em operações de perfuração, é importante ter uma estimativa do gradiente de fratura de determinada formação, como o objetivo de poder estimar o máximo peso da lama necessária para a próxima seção da formação rochosa, antes de colocar o revestimento. Por esse motivo, são realizados ensaios de Leak-Off para determinar a máxima pressão que a nova seção do poço pode sustentar sem fraturar ou perder fluido, sendo realizados durante a fase de perfuração do poço, nas formações imediatamente abaixo de cada sapata de revestimento. A finalidade deste estudo é realizar a simulação numérica deste ensaio usando um programa comercial de elementos finitos para calcular a pressão de Leak-Off, considerando a taxa de bombeamento como um dado de entrada do problema e a pressão na parede do poço como uma resposta. O trabalho abordará dois cenários: uma formação rochosa permeável e uma formação rochosa impermeável constituída de rocha de sal. Deste modo, para um estudo de uma análise real de um ensaio de Leak-Off em rocha permeável e rocha impermeável, torna-se necessário a utilização de modelos que considerem poroelasticidade e fluência, respectivamente. Para a caracterização do comportamento da rocha de sal foi usada uma lei de fluência de duplo mecanismo de deformação, que considera apenas os mecanismos de fluência: planar e indefinido. Os modelos estudados foram bidimensionais e analisados sobre a hipótese de deformação plana. A hipótese, de que a pressão de Leak-Off é atingida quando a tensão tangencial efetiva é igual a zero (calculada graficamente), foi considerada. Finalmente, foram simulados alguns casos para verificar os possíveis efeitos da alteração da permeabilidade e influência do fluido de pressurização no cálculo da pressão de Leak-Off em rocha permeável. / [en] In drilling operations, it is important to have an estimate of the fracture gradient of certain formation, in order to being able to estimate the maximum mud weight required for the next section of the rock formation, before casing is placed. For this reason, Leak-Off tests are conducted to determine the maximum pressure that the new section of the well can support without fracturing or losing fluid, being made during the drilling phase of the well in formations immediately below each casing shoe. The purpose this study is to perform the numerical simulation of this test using a commercial finite element program to calculate the Leak-Off pressure, considering the pumping rate as an input data of the problem and pressure at the borehole wall as the answer. The work will address two cases: a permeable rock formation and an impermeable rock formation composed of salt rock. Thus, for studying a real analysis of a Leak-Off test in permeable and impermeable rock, it becomes necessary to use models that consider poroelasticity and creep, respectively. For the characterization of salt rock it was used a creep law of dual mechanism of deformation, which considers only the dislocation creep mechanisms: planar and undefined. The two-dimensional models were studied and analyzed under the assumption of plane strain. The hypothesis that the Leak-Off pressure is reached when the effective tangential stress is zero (estimated graphically), was considered. Finally, some cases were simulated to check the possible effects of changing the permeability and the influence of pressurized fluid in the calculation of Leak-Off pressure in the permeable rock.

[pt] Em uma simulação de reservatório convencional, geralmente o modelo de fluxo de fluido de uma área de interesse recebe mais atenção do que o modelo geomecânico. Nos estudos de fluxo, são analisadas as variações de pressão de poros, saturação de fluidos e temperatura no reservatório, resultantes da produção e injeção de fluidos durante a fase de explotação do campo. Porém, o comportamento mecânico da rocha também chamado, na indústria do petróleo, de efeito geomecânico é aproximado em uma simulação convencional de reservatórios através de apenas um único parâmetro mecânico: a compressibilidade da rocha, insuficiente para avaliar de maneira adequada, o efeito que a variação do estado de tensão nas rochas reservatório e adjacentes exercem sobre a pressão de poros no reservatório. Em função disso, um dos objetivos deste trabalho é analisar como a variação de propriedades das rochas e dos fluidos pode impactar na produção de hidrocarbonetos e na ordem de grandeza da compactação e subsidência. Outro objetivo igualmente importante é a criação de um fluxo de informações que permite estimar as propriedades mecânicas das rochas a partir de dados provenientes de perfilagem, de maneira a dar maior acurácia aos dados utilizados. Dessa forma, as análises feitas utilizaram a metodologia desenvolvida pelo GTEP/PUC-Rio, a qual permite que sejam feitas simulações parcialmente acopladas de duas vias entre o simulador de fluxo IMEX e o programa de análise de tensões CHRONOS. Os resultados obtidos permitiram concluir que o início da liberação de gás dentro do reservatório tem impacto não só na explotação de fluidos, como também na desaceleração do processo de compactação do reservatório. Além disso, mudanças de propriedades nas rochas adjacentes não geram comportamentos semelhantes de deslocamentos para todos os horizontes observados. / [en] In a conventional reservoir simulation, usually the fluid flow model of an area of interest receives more attention than the geomechanics model. In these studies, the pore pressure, fluid saturation and reservoir temperature variations resulting from the production and injection of fluids during the field exploitation phase are analyzed. However, less attention is given to the mechanical behavior of rock, also called geomechanical effects in the petroleum industry, which is approximated in a conventional reservoir simulation using only a single mechanical parameter: the compressibility of the rock, which is insufficient to adequately evaluate the effect that the variation of the stress state in the reservoir and in the adjacent rocks exerts on the pore pressure in the reservoir. Because of that, this work aims at analyzing how the variations of rocks and fluids properties may affect the production of hydrocarbons and the order of magnitude of compaction and subsidence. Another equally important objective is the creation of an information flow that allows the estimation of the mechanical properties of the rocks, based on log data, in order to give greater accuracy to the data used. Thus, the analyses were performed using a methodology developed by the GTEP / PUC-Rio, which makes it possible to perform two way partially coupled simulations between the conventional flow simulator (IMEX) and the stress analysis program (CHRONOS). The obtained results indicate that the initiation of the gas released inside the reservoir has an impact not only on the exploitation of fluids, but also on the deceleration of the reservoir compaction process. In addition, changes in the properties of adjacent rocks do not generate a similar displacement behavior for all observed horizons.

[pt] A grande maioria dos problemas de estabilidade de poços de petróleo ocorre em trechos de folhelhos, rochas nas quais, uma especificação eficiente da pressão do fluido de perfuração requer previamente uma especificação correta da concentração salina e da temperatura. Todavia, para um dimensionamento adequado das características do fluido de perfuração necessárias à estabilidade do poço, é necessário o uso de modelos matemáticos que considerem um acoplamento adequado entre efeitos poroelásticos, químicos e térmicos. Entretanto, a complexidade matemática das equações de modelos acoplados normalmente leva à adoção de soluções numéricas, que consomem um tempo computacional muito grande e, por isso, esses modelos não são atrativos à aplicação na análise da estabilidade de poços. Este trabalho apresenta um modelo acoplado termo-químico-poroelástico representado por duas soluções, uma numérica, que utiliza o método dos elementos finitos, e outra analítica, baseada no método das transformadas de Laplace. Ao comparar ambas as soluções é demonstrado que a solução analítica consegue representar tão bem quanto à solução numérica os principais processos acoplados presentes durante a perfuração de folhelhos e que influenciam na sua estabilidade e, por esta razão, pode ser utilizada na análise de estabilidade de poços em folhelhos. Através de um estudo de caso, é verificado que um controle eficiente da estabilidade do poço é obtido especificando a pressão do fluido de perfuração em função da sua temperatura e concentração salina. Estes resultados também indicam as razões de alguns problemas não previstos por modelos desacoplados, e que quase sempre ocorrem durante a perfuração em folhelhos. / [en] Wellbore stability problems are most common when drilling through shales. In order to avoid such problems in this kind of rocks the solute concentration and temperature must be properly defined in the drilling fluid composition, which requires considering poroelastic, thermal and chemical effects in a coupled way. The equations complexity of coupled models usually results in numerical solutions that are very time consuming, thus, unattractive for stability analysis. In an opposite way, it is very difficult to develop closed- form solutions for coupled models. This work presents a thermochemoporoelastic model represented by a numerical solution based upon the finite element method and an analytical solution based upon the Laplace transform method. A comparison between the results of the numerical solution and analytical solution shows that the later can reproduce the coupled processes involved in the wellbore stability problem in shales as well as the former, and for this reason the closed-form solution can be applied as a practical tool in wellbore stability analysis. The analysis of a typical wellbore drilled through shales showed that an efficient control of wellbore stability can be obtained through an adequate specification of the drilling fluid pressure when taking in account its solute concentration and temperature. The model was also able to explain some problems not predicted by uncoupled models, but almost always seen while drilling through shales.

[pt] Este trabalho estuda um modelo acoplado de deformação e fluxo, baseado na teoria de Biot, para solos saturados e não saturados, porém levando-se em consideração a não linearidade física do solo. Na condição não saturada o fluxo do fluido pode ser considerado bifásico ou monofásico. No caso de fluxo bifásico o modelo calcula simultaneamente a pressão de água e do ar, possibilitando assim, a avaliação dos valores da sucção. O grau de saturação é então determinado a partir dos valores obtidos de sucção. Uma vez conhecido o grau de saturação é possível avaliar a permeabilidade relativa do solo para o fluxo de água e ar, tornando o problema não linear em relação à permeabilidade. No problema de fluxo monofásico a pressão de ar é mantida constante, assumindo-se o valor da pressão atmosférica. O comportamento não linear da relação tensão-deformação em solos não saturados é avaliado pelo modelo básico de Barcelona (BBM), baseado na teoria da plasticidade e conceitos de comportamento de solos no estado crítico. Este modelo pode ser compreendido como uma generalização do modelo Cam Clay freqüentemente usado para representação do comportamento mecânico de solos saturados. A influência da sucção na resistência ao cisalhamento de solos não saturados é verificada por meio de algumas aplicações numéricas. Neste trabalho, a não linearidade física de solos secos e saturados também é simulada através do modelo elastoplástico de Lade & Kim. / [en] This dissertation studies a coupled flow and deformation model for saturated and non-saturated soils, based on Biot`s theory but taking into account the nonlinear material behavior of soil. In the non-saturated condition the fluid flow can be considered either as a two-phase or an one-phase problem. In the two-phase case, the model calculates the pressure of air and water simultaneously, thus permitting the evaluation of the pore suction values and the degree of saturation. Once known, the degree of saturation is used for the determination of the relative permeability of the soil considering the flow of water and air, solving a problem that is nonlinear with respect to permeability. In the one-phase flow, the pressure of air is kept constant and equal to the atmospheric pressure. The stress-strain nonlinear behavior of non-saturated soils is modeled through the basic Barcelona model (BBM model) based on plasticity theory and concepts from the critical state behavior of soils. This model may be understood as an extension of the modified Cam Clay model frequently used for representation of the mechanical behavior of saturated soils. The suction influence on the shear resistance of non-saturated soils is examined through some numerical applications. In this work, the material nonlinearity of dry or saturated soils is also simulated through the Lade & Kim elastoplastic model.