[pt] Quando um poço de petróleo é completado em arenito brando e pobremente consolidado é possível que ocorra fluxo de areia para dentro do poço. Problemas derivados da produção de areia incluem a obstrução do poço, abrasão de revestimentos e ferramentas, colapso do revestimento e necessidade de separação e disposição, em superfície, de areias impregnadas por óleo. Contudo, em reservatórios de óleo pesado, a alta viscosidade e abaixa produtividade significam que os problemas mencionados acima são menos críticos. Nestes casos, alguma produção de areia é aceitável para aumentar a produtividade.A produção de areia é notória em arenitos mal consolidados, mas também podem ocorrer em arenitos coesivos e medianamente resistentes como resultado da perturbação imposta à rocha durante as operações de perfuração, completação e produção Provavelmente o principal efeito é a destruição da cimentação mineral que produz uma região com material granular na vizinhança do poço. As forças de percolação criadas pelo fluxo podem então arrastar as partículas sólidas para o interior do poço.Um modelo contitutivo que seja capaz de reproduzir o comportamento tensão-deformaçãoresistência de arenitos é de grande interesse para estudos da previsão da produção de areia. Este tema é o ponto central desta tese.Uma revisão dos artigos relacionados com os mecanismos de produção de areia é apresentado no capítulo 2.Dois arenitos brandos obtidos de afloramentos foram caracterizados. Após a diagnose petrográfica realizou-se o tratamento e processamento de imagens da lâminas para mensuração da distribuição granulométrica, parâmetros texturais e dimensão dos poros. Os argilominerais foram investigados por difração de raios- X, usando quatro tipos distintos de preparação de amostras. A porosidade e a permeabilidade intrínseca foram determinadas usando um porosímetro de Boyle e um permeametro à gás. Empregou-se um algoritmo para análise multivariada dos dados para distinguir entre grupos de arenitos com propriedades físicas semelhantes.Realizou-se um exercício numérico, usando soluções analíticas para a distribuição das tensões na parede de um poço, com o objetivo de se identificar as possíveis trajetórias de tensão que ocorrem, considerando as tensões in situ, a perfuração e a produção de fluidos.Foi desenvolvido um programa experimental de ensaios mecânicos que inclui testes uniaxiais,triaxiais convencionais e hidrostático, além de carregamentos seguindo a trajetória de p constante. Estes ensaios serviram para obtenção dos parâmetros do modelo de Lade, bem como para caracterizar o comportamento geomecânico dos arenitos. Deve-se mencionar que os corpos de prova estavam totalmente saturados com água e com óleo. Usou-se um algoritmo de otimização para identificação dos parâmetros do modelo. Por fim, avaliou-se a capacidade do modelo elastoplástico de Lade & Kim para descrever o comportamento tensão deformação dos arenitos estudados. / [en] When a well completed in a poorly consolidated and weak sandstone is produced, sand inflow from reservoir can occour. Problems arising from sand production include sand bridging and wellbore plugging; tools and casing abrasion requiring frequent workovers; casing collapse and distortion in the production zone; sand separation at surface and disposal of an environmentaly contaminated sand. However in heavy oil reservoirs, high viscosity and low production rates means that the problems mentioned before are far less than in high rate light oil wells. In these cases, some sand production can be accepted in order to increase productivity. Sand production is a conspicuous phenomena in poorly consolidated sandstones, but can also occur in cohesive medium-strong sandstones as a result of rock fabric damage during drilling, completion and production activities. Probably the main disturbance imposed to rock is the breakage of mineral cement, which produces a region of a granular yielded material around the bore. The percolation forces created by fluid flow can drag the solid particles to the well. A constitutive model that can be able to simulate stress-strain behavior is of major interest to sand production prediction. This theme is the central point of this work. A review of published articles related to sand production mechanisms is presented in the second chapter. Two weak sandstones obtained from outcrops were characterized. After a diagnosis under petrographic thin sections, an extensive image treatment and processing were carried out to measure grain size distribution, textural parameters and pore dimensions. Clay mineral were investigated by mean of X-ray diffraction techniques, using four distinct kinds of sample preparation. Porosity and intrinsic permeability were determined using a Boyle s principle porosimeter and a gas permeameter. A multivariate data analysis (cluster analysis) algorithm based on distance measures were applied to distinguish among groups with similar physical properties. A numerical exercise using analytical solution equations for the stress distribution on the wall of the well was done to determine the stress path, considering drilling and production effects. A experimental program of rock mechanic tests including uniaxial, conventional triaxial, hydrostatic and proportional loading, besides tests following a (p) constant path, were run in order to characterize the rock behavior as well as to obtain the constitutive model parameters. It must be mentioned that samples were water and oil saturated. An optimization algorithm for of model parameters identification were used and the Lade & Kim elastoplastic constitutive model was evaluated for describe stress-strain relation of sandstones.

[pt] Reservatórios de hidrocarbonetos são sistemas dinâmicos que estão constantemente mudando durante a história da produção (depleção). A produção de fluidos, a partir de reservas de hidrocarbonetos, reduz a poro-pressão do reservatório, podendo levar à compactação das rochas devido ao aumento das tensões efetivas. Por outro lado, a injeção de água em um reservatório pode aumentar a poro-pressão e, com isso, diminuir a tensão efetiva. O conhecimento de mudanças de tensão e poro-pressão é essencial para uma boa gestão do reservatório, porque a alteração da tensão in situ durante a produção pode ter um impacto significante na performance do reservatório, variando a permeabilidade da rocha. O objetivo da atual pesquisa é estudar experimentalmente a variação, a anisotropia e a histerese de permeabilidade de rochas produtoras de petróleo (arenitos) sob variação dos estados de tensão hidrostático e triaxial verdadeiro. Para realização dos ensaios foi utilizado um novo equipamento triaxial verdadeiro, que aplica de forma independente as três tensões principais em corpos de prova cúbicos, atingindo, desta maneira, um estado de tensão mais realista para o estudo das propriedades relevantes das rochas. Os resultados dos ensaios apresentaram evidências que estimativas de produção e de reserva de hidrocarbonetos podem ser significativamente melhoradas, quando a permeabilidade é considerada uma variável dinâmica. A permeabilidade dos arenitos Berea, Rio Bonito e Botucatú se mostrou altamente influenciada, tanto pelo estado de tensão hidrostático quanto pelo triaxial verdadeiro. Contudo, o estado hidrostático apresentou maior influência na permeabilidade. / [en] Hydrocarbons reservoirs are dynamic systems that constantly changes during depletion. The production of fluids from a reservoir often reduces pore pressure such that there is an increase in its effective stresses. This may cause compaction which, in turn, may impact matrix permeability. On the other hand, during water injection on reservoirs, the pore pressure increases and effective stress decreases. An understanding of these changes is of fundamental importance to performance predictions and management of the stress- sensitive reservoirs. The main objectives of this work is to experimentally investigate the stress dependence of rock producing oil permeability, its anisotropy and hysteresis under hydrostatic and true triaxial stress conditions. In the present investigation a new true triaxial equipment, one that is able to apply the three principal boundary stresses independently using cubic samples was utilized. This equipment can apply a realistic stress state to the rock samples for measuring of the relevant properties under stress states that mimic the in situ condition. The experimental results have produced evidence that hydrocarbon production and reserve estimates may significantly improve when permeability is considered as a dynamic variable. Permeability in all three formations (Berea, Rio Bonito and Botucatú sandstones) was shown to be strongly stress-dependent both under a hydrostatic stress state and under a true triaxial stress state. Nevertheless, the effect of stress states on permeability has clearly shown that permeability reduction under true triaxial stresses was less than that under hydrostatic stresses.