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Injeção de vapor em reservatorios heterogeneos com dupla porosidade

Lins Junior, Abel Gomes 16 December 1991 (has links)
Orientadores: Antonio Claudio de França Correa, Fernando Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T02:31:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 LinsJunior_AbelGomes_M.pdf: 2421055 bytes, checksum: 833e5d3f92fa3f546c5ea466625d7c5f (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: A injeção de vapor é, de todos os métodos de recuperação suplementar, o mais amplamente usado. Sua aplicação tem se mostrado bastante promissora inclusive em reservatórios naturalmente fraturados. O objetivo deste trabalho foi a construção de um simulador numérico para reservatório heterogêneo com características de dupla porosidade, sujeito à injeção de vapor, para geometrias de fluxo linear ou radial. Foram estudadas as equações que governam os fluxos de óleo, gás, água e energia no reservatório, além das caracterÍsticas de fluido e rocha. O simulador desenvolvido utiliza uma formulação totalmente implícita, tendo sido implementado um procedimento que acopla as equações do sistema de fraturas nas equações dos blocos de matriz, de modo que o tempo requerido de simulação para o sistema de dupla porosidade não é significativamente maior do que aquele requerido para simulação de um sistema convencional. O modelo permite a simulação de reservatórios inclinados para o caso de fluxo linear e também a simulação de reservatórios não fraturados ou de processos isotérmicos / Abstract: Steam injection is the most used enhanced oil recovery method nowadays. Its étplication has gained wide acceptance even in the case of naturally fractured reservoirs. ln this work, was developed a thermal numerical simulator for oil reservoirs with radial or linear flux geometries. The equations that control oil, gas, water and energy were studied, as well as the caracteristics of fluid and rock. This simulator is based on a fully implicit formulation. A procedc:re is implemented, desacoupling the calculation of fracture equations from matrix blocks equations, becoming the simulation time required for double porosity no greater than that necessary to a conventional system It's possible the simulation of tilted reservoir in a linear geometry flux case and the solution of non-fractured or isothermal process / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo
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Escoamento bifasico anular vertical ascendente : inversão do sentido do fluxo do liquido

Guimarães, Paulo Edison Furtado 12 December 1991 (has links)
Orientador: Fernando de Almeida França / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T02:30:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Guimaraes_PauloEdisonFurtado_M.pdf: 2421948 bytes, checksum: 890a04a78470517a6fa72b25aaa260fe (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Este trabalho estuda o processo de reversão de fluxo em um escoamento vertical anular e sua aplicabilidade à ocorrência de auto-amortecimento em poços produtores de gás natural. O fenômeno foi experimentado em laboratório utilizando ar e água como f.luidos e o aparato foi validado através de ensaios de inundação. São apresentados resultados experimentais de reversão de fluxo com medições de pressões, vazões e frações de vazio médias na seção transversal. É proposto um modelo semi-analítico com base num filme de líquido pendurado numa tubulação por efeito do fluxo gasoso. O modelo apresenta bons resul tados quando comparados com outros da literatura, específicos para auto-amortecimento de poços produtores de gás natural com líquidos / Abstract: The flow reversal and its application to gas-well load-up was investigated in a 27 mm ID cylindrical vertical pipe with air-water flows. The experimental flow loop was validated for flooding data. Flow reversal experimental data include mean film thickness, dispersion rate, pressure drop, void fraction and co-current and counter-current flow rates. A model for de onset of flow reversal and gas-well load-up was developed. This model establishes the minimum tension to hold a hanging film, balancing gravity and interfacial forces. The prediction of the theory is in satisfactory agreement with experimental data / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo
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Reservatorios de gas em solução : analise do transiente e curvas de performance

Santos Junior, Milton de Oliveira 11 December 1990 (has links)
Orientador: Kelsen Valente Serra / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T02:35:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 SantosJunior_MiltondeOliveira_M.pdf: 2107364 bytes, checksum: 68bd7a9ca26bcf9c611ef626f9036851 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Este trabalho investiga o comportamento de reservatórios de gás em solução. A primeira parte do trabalho considera o regime de fluxo transiente. Uma das características mais importantes para o estudo de reservatórios são as curvas de permeabilidade relativa. A obtenção dessas curvas se faz geralmente com o uso de correlações e de análise de laboratórios. As condições de laboratório para a obtenção dessas curvas, entretanto, dificilmente reproduzem as condições "in situ" do reservatório e os parâmetros determinados dessa forma contêm um grau de incerteza considerável ...Observação: O resumo, na íntegra poderá ser visualizado no texto completo da tese digital / Abstract: This work investigates the behavior of Solution-gas-drive reservoirs during both transient and boundary dominated flow periods. The main objective of this work is to obtain relative permeability curves from well test data. The relative permeability curves are generally obtained laboratory conditions hardly from laboratory analisys. However, reflect the reservoir conditions. Therefore, the curves obtained under these conditions have a considerable amount of uncertainty...Note: The complete abstract is available with the full electronic digital thesis or dissertations / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo
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Estudo das pressões de bombeio durante as operações de cimentação com pastas espumadas

Garcia Junior, Heitor 09 March 1992 (has links)
Orientador: Eric Edgar Maidla / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T04:29:45Z (GMT). No. of bitstreams: 1 GarciaJunior_Heitor_M.pdf: 1034490 bytes, checksum: 73e752adccac130fc36d66660c00b770 (MD5) Previous issue date: 1992 / Resumo: O presente trabalho consiste em desenvolver um programa computacional que possa simular as condições de bombeio de uma pasta de cimento espumada, em condições dinâmicas, apresentando como resultado, as pressões de bombeio durante toda a fase de deslocamento da pasta, ao longo de todo o caminho percorrido por esta no poço. A partir da obtenção desses valores de pressão, podemos dimensionar o projeto de toda a operação, podendo-se alterar valores de taxa de injeção de gás na pasta base de cimento, vazões envolvidas no deslocamento, volumes de fluidos, contra pressões no anular, etc. Para tal, foi feita uma extensiva pesquisa bibliográfica, na qual obteve-se dados suficientes para se estabelecer equações adequadas ao cálculo das propriedades da espuma, assim como o cálculo das perdas de carga envolvidas durante o deslocamento de todo o conjunto de fluidos envolvidos na operação de cimentação espumada...Observação: O resumo, na íntegra, poderá ser visualizado no texto completo da tese digital / Abstract: This present work consists in studying the pressures that develop during a foam cement job under dynamic pumping conditions during the entire slurry displacement in the well path. This pressure profile allow us to design the complete foam cement job, choosing the adequate Nitrogen injection rate, pumping flow rates, fluid volumes and back pressures. For such, the bibliographical research gave us sufficient data to establish equations to calculate the foam properties, and its hydrostatic and friction pressures for all fluids involved in the job...Note: The complete abstract is available with the full electronic digital thesis or dissertations / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo
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Simulação de deslocamento miscivel em meio poroso pelo metodo dos elementos finitos

Almeida, José Fernando Garcia 23 November 1990 (has links)
Orientador: Fernando Iguti / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T21:57:50Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Almeida_JoseFernandoGarcia_M.pdf: 2380747 bytes, checksum: 0f5eb8337855e5728e9526d73c59d562 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Neste trabalho investiga-se o comportamento do método dos elementos finitos - Galerkin na resolução da equação diferencial linear, bidimensional, da difusão-convecção. O sistema modelado objetiva reproduzir numericamente o comportamento de experimento em laboratório de deslocamento miscÍvel em um meio poroso, sob as seguintes condições: um meio poroso bidimensional, rígido, homogêneo e de formato retangular com injeção à vazão constante em um dos vértices e com produção pelo vértice oposto. O modelo matemático é considerado linear, assumindo-se uma distribuição espacial homogênea da porosidade, permeabilidade do meio isotrópica e fluidos de mesma viscosidade. Comparam-se os resultados numéricos com soluções analíticas disponíveis a fim de validar o algoritmo e o programa computacional implementado e confirma-se a invariância da solução para diferentes orientações do sistema. de eixos coordenados. Os resultados obtidos atestam a viabilidade e a potencialidade do simulador baseado no Método dos Elementos Finitos / Abstract: The Galerkin - Finite Element Method applied to the linear, two dimensional, convection-dispersion differential equation is presented in this work. The purpose of this study is to simulate numerically a laboratory experiment of a miscible fluid displacement in porous media under the following assumptions: a regular retangular 2D domain with a constant volume of eflluent injection at a vertex of the rigid, homogeneous, porous medium and with a production well at the opposite vertex. The mathematical model is considered as, linear because the spatial porosity distribution is homogeneous, the permeability is isotropic and the fluids have the same viscosity. Numerical resuIts are compared with the available analytical solutions in order to validate the algorithm and the implemented computer programo The Finite Element invariance to the system of coordinate direction is confirmed. The obtained results confirm the viability and the potentiality of numerical simulators based on the Finite Element Method / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo
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Analise de testes em poços injetores de agua

Oliveira, Eduardo Augusto Puntel de 11 November 1991 (has links)
Orientador: Kelsen Valente Serra / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T04:53:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Oliveira_EduardoAugustoPuntelde_M.pdf: 3514650 bytes, checksum: 172a8c184ed7163f1fbd38e2a582ff7d (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Soluções analíticas para diversos modelos de injeção de água em reservatórios de óleo são comparadas. Algumas analogias e conclusões interessantes são estabelecidas a partir dessas soluções, por exemplo, a respeito do fator de película medido em um teste de injeção. Um novo modelo semi-analítico para estudo de injeção de água é proposto. Também, um novo método, que dispensa técnicas de ajuste não linear, para estimativa das curvas de permeabilidade relativa ao óleo e à água a partir de dados de testes de injeção é desenvolvido / Abstract: Analytical solutions for different water injection models are compared and some interesting analogies and conclusions are established, for instance, concerning the measured skin factor in an injectivity testo A new semi-analytical model for water injection transient studies is proposed. Also, a new and simple method to estimate oil and water relative permeability curves from falloff and injection test data is developed, which makes no use of non-linear regretion techniques / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo
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Comportamento transiente de pressão em poços horizontais

Camargo, Christiane de 16 December 1993 (has links)
Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T05:34:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Camargo_Christianede_M.pdf: 3074307 bytes, checksum: 0f9dd090494a2038b8c4c1534da6efaa (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: A análise de testes de pressão em poços horizontais tem por objetivo determinar os parâmetros da formação e algumas características do poço horizontal, através da utilização de técnicas convencionais de interpretação de testes ou de técnicas mais sofisticadas que incluem a análise automatizada. Neste trabalho será apresentado um modelo matemático para representar o comportamento transiente da pressão de um poço horizontal em um reservatório anisotrópico de espessura limitada. Este modelo considera a existência da perda de carga no interior do poço horizontal, em fluxo monofásico laminar ou turbulento. Para determinação da solução semi-analítica, a equação da queda de pressão no poço é acoplada à equação de fluxo no reservatório, considerando a continuidade das pressões e das vazões na interface poço horizontal/reservatório. Concluiu-se que, para a maioria das aplicações práticas, a pressão pode ser considerada constante ao longo do poço horizontal. Os efeitos de estocagem e de película são incluídos no modelo aplicando-se o teorema da superposição na solução para a vazão total de produção constante. É proposta uma modelagem para o dano de formação que considera a anisotropia da formação e o tempo de exposição desta aos fluidos de perfuração e de completação. Uma fórmula para o fator de película é obtida. São apresentadas aproximações assintóticas da solução. A análise automatizada de testes em poços horizontais é apresentada através da técnica de regressão não linear utilizando o método dos mínimos quadrados. Para viabilizar a aplicação desta técnica, em termos de tempo computacional, foi utilizado um modelo de fluxo uniforme equivalente. As conclusões quanto à aplicação desta técnica são limitadas, dada a escassez de casos reais na literatura. São incluídos exemplos de casos reais e de casos sintéticos / Abstract: The objective of a horizontal well test analysis is to obtain some reservoir/well parameters by using conventional or automated techniques of analysis. This work presents a mathematical model in order to represent the transient pressure behavior of a horizontal well in an anisotropic reservoir of finite thickness. The model considers the pressure drop due to the fluid flow inside the wellbore. To obtain the semi-analytical solution, the wellbore and reservoir fluid flows are coupled considering continuity of pressures and rates at the sandface. One of the conclusions is that the infinite-conductivity wellbore assumption can be used for most of the practical cases. Using the solution for the constant terminal rate case, wellbore storage and skin effects are included in the model by applying the superposition theorem. This study also suggests a model for the formation damage which includes the effects of reservoir anisotropy and the time of exposure to drilling and completion fluids. An analytical expression for the skin factor is resented. Asymptotic expressions are given for early, intermediate and late time flow behaviors. An automated well test analysis procedure using the least squares nonlinear regression technique is presented. The use of this technique is made possible by applying a model of uniform-flux condition on the inner boundary, adopted to minimize the computational effort. The conclusions on the application of this technique are limited, due to the scarcity of papers with actual field data in the petroleum literature. Various examples with synthetic and field data are included. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo
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Acoplamento poço-reservatorio para analise de testes em poços não surgentes

Lemos, Walter Petrone 17 December 1993 (has links)
Orientador: Oswaldo Antunes Pedrosa Junior, Kelsen Valente Serra / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T04:50:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lemos_WalterPetrone_M.pdf: 3108909 bytes, checksum: 1cdba04caf893f2dd094075b78727c71 (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: Durante os períodos de fluxo de testes de formação por tubulação em poços não surgentes, os fluidos podem experimentar elevadas velocidades e rápidas alterações de aceleração no poço, embora não alcancem a superfície. Em geral, soluções analíticas para o teste "slug" desprezam efeitos inerciais, de fricção, de compressibilidade, de transferência de massa e de fluxo multifásico no poço. Na maior parte dos modelos, a dinâmica do colchão inicialmente presente no poço também é desconsiderada. Um simulador numérico, que acopla modelos para o fluxo isotérmico bifásico (gás-óleo), tipo "black-oil", no poço e no reservatório, foi desenvolvido para investigar a magnitude destes efeitos nas respostas dos períodos de fluxo e estática do teste. A técnica de acoplamento implementada permite o uso de modelos numéricos independentes para poço e reservatório. A região no poço com fluxo bifásico transiente e comprimento variável foi modelada supondo-se fluxo homogêneo e estados estacionários successivos. Efeitos inerciais foram considerados somente para a região com fluxo monofásico incompressível e comprimento constante, correspondente ao colchão. Para simulação do período de estática, o poço foi representado por uma câmara de estocagem. Um simulador clássico, totalmente implícito, com ponto de bolha variável, foi usado para representar o fluxo radial, unidimensional, no reservatório. Para verificar o modelo computacional resultante, as soluções numéricas foram comparadas com soluções analíticas monofásica; disponíveis para o teste "slug". Os resultados mostraram que os efeitos gravitacionais predominam no cálculo da pressão de fundo do poço, durante o período de fluxo. Efeitos do atrito no poço são, em geral, desprezíveis. Efeitos inerciais no colchão podem ser importantes para alguns sistemas, porém se restringem aos primeiros instantes do período de fluxo do teste / Abstract: During the flow periods of drillstem tests (DST) from non-flowing wells, wellbore fluids may experiment very high velocities and rapid acceleration changes, though they do not reach the surface. Analytical models developed for slug test analysis usually neglect inertial, frictional, compressional, mass transfer and multiphase tlow effects inside the wellbore. Also, the dynamics of the cushion initially present in the well is not considered in most models. A numerical simulator, which couples well and reservoir models for isothermal, black-oil type, gas-oil flow, was developed to investigate the magnitude of such effects on the response of flow and build-up test periods. The coupling technique implemented allows one to use independent numerical models for the well and the reservoir. The two-phase, homogeneous, transient flow region with variable length inside the wellbore was modeled using a succession of steady state conditions. Inertial effects were considered only for the single-phase flow of the incompressible, constant length cushion ahead of the two-phase region in the wellbore. The well was represented as an accumulation chamber for the build-up period simulation. A classical radial, unidimensional, fully implicit, variable bubble-point pressure simulator was used to model reservoir flow. In order to verify the resulting computer model, numerical solutions were compared to available single-phase slug test analytical solutions. The results showed that the hydrostatic head has the most important contribution to the bottom-hole pressure of the flowing period. Friction effects inside the wellbore are, in general, negligible. Cushion inertial effects may be important for some systems, but they are restricted to the very beginning of the DST flow period / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo
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Precipitação de parafina em misturas de petroleo : medidas experimentais e modelagem termodinamica

Santos, Paulo Cesar Souza dos 12 May 1994 (has links)
Orientador: Rahoma S. Mohamed. / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T09:46:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santos_PauloCesarSouzados_M.pdf: 45206939 bytes, checksum: c5f4f1f41169b3d5882e07e515bb7880 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: O aparecimento e o desenvolvimento da fase sólida na solução líquida de uma mistura de petróleo podem ocorrer quando ela é submetida à baixas temperaturas. Essa fase sólida, formada pelos componentes com maior peso molecular, pode causar sérios problemas operacionais, podendo até mesmo impedir a produção da mistura. Daí a importância de saber antecipadamente como isso pode ocorrer para uma determinada mistura com composição conhecida. O presente trabalho é estuda esses fenômenos com base numa modelagem termodinâmica, para obter uma forma de calcular as principais propriedades que caracterizam o equilíbrio entre as fases sólida e líquida de uma mistura de petróleo. Essas propriedades correspondem à temperatura de precipitação da fase sólida ¿ denominada parafina (T.P.P.), e à tração mássica de uma mistura que precipita abaixo dessa temperatura. Comparando-se os valores calculados com os reais dessas propriedades, obtidos experimentalmente, pode ser julgada a precisão da modelagem adotada. O emprego de técnicas experimentais precisas possui então importância fundamental em estudos como o que é aqui desenvolvido.Não apenas para obter os dados que serão comparados aos valores que foram calculados dessas propriedades, como também aqueles que serão utilizados na modelagem termodinâmica para seu cálculo. No presente trabalho, são apresentadas as principais técnicas à serem empregadas na obtenção desses dados. Na determinação da T.P.P. de algumas misturas utilizadas nos experimentos realizados para o presente trabalho foram empregadas as técnicas da viscosimetria e da calorimetria de varredura diferencial. Essas misturas foram consideradas por apresentarem sérios problemas operacionais em seus sistemas de produção. Comparando os resultados calculados aos obtidos experimentalmente, ficou demonstrada a superioridade do modelo que supõe possuírem ambas as fases um comportamento não-ideal. A Teoria das Soluções Regulares deve ser utilizada para representar essa não-idealidade, que é expressa em função dos coeficientes de atividade dos componentes em ambas as fases. A capacidade preditiva do modelo pode ser melhorada se forem feitos alguns ajustes à dados precisos da fração sólida que precipita à baixas temperaturas. A técnica experimental com essa finalidade que é apresentada merece uma maior investigação, bem como outras que sejam identificadas para o mesmo fim / Abstract: The appearance and development of a solid-phase in the liquid solution of a petroleum fluid can occur when it is subjected to low temperatures. The solid phase - formed by high molecular wheight components - may cause serious operational problems that can even lead to an interruption of the mixture production. Hence, it is important to predict the way it happens for a mixture with known composition. The objective of the present work is to study these phenomena using a thermodynamic modeling, to provide a way of calculating the main characterizing properties for the equilibrium between the existing solid and liquid phases of a petroleum mixture. The properties of interest are the temperature at whieh the solid-phase ¿ named wax- preeipitates (W.P.T.), and the solid fraction that precipitates below this temperature. Comparing the caleulated values of these properties to the experimentally obtained ones, one can judge the precision of the adopted modeling. The use of accurate experimental techniques is then of fundamental importance in studies like the one developed in this work. Not only for obtaining the data to be compared to the calculated property values, but also the data used by the thermodynamic models. The maio experimental techniques used for obtaining all these data are presented and. discussed. The W.P.T.'s of some mixtures used in this study were determined by viscometry and differential scanning calorimetry techniques. These mixtures are being considered due to operational problem swhich occurred in their production systems. A comparison between the calculated and the experimental results revealed the superiority of the model that assumes non-ideal behavior of both phases. The Regular Solution theory can be considerated useful for representing this non-ideality, which is expressed in terms of the activity coefficients for the components in both phases. The model predictive capacity could be improved by fitting to accurate solid fraction data at low temperatures. The experimental technique regarding this property determination presented in this work deserves coser attention, as much as others that could be identified for the same use / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo
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Determinação da influencia de temperatura nos parametros elasticos e de resistencia em rochas reservatorio de petroleo

Araujo, Romero Gomes da Silva 21 July 2018 (has links)
Orientador: Jose Luiz Antunes de Oliveira e Sousa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-21T00:21:48Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Araujo_RomeroGomesdaSilva_M.pdf: 59763256 bytes, checksum: 42899d1114fe0dc915419d98ca8d0a2c (MD5) Previous issue date: 1995 / Resumo: Na indústria do petróleo, o conhecimento das propriedades elásticas e de resistência das rochas reservatório são importantes para a verificação da estabilidade de poços durante a fase de perfuração e produção. Normalmente, essas propriedades (módulo de Young, coeficiente de Poisson, módulo de elasticidade volumétrica, compressibilidade volumétrica, coesão e ângulo de atrito) são obtidas em laboratório à temperatura ambiente. Em função desses fatores, foi desenvolvido um projeto no laboratório da PETROBRAS/CENPES para avaliar a influência da temperatura até 150°C nos parâmetros elásticos e de resistência em rochas reservatório de petróleo. Foram utilizadas amostras de arenitos da Formação Açu e Pendências, da Bacia Potiguar. Verificou-se que o comportamento termomecânico variou em função do tipo de rocha ensaiada. Os arenitos friáveis e pouco homogêneos da Formação Açu foram divididos em três lotes distintos de amostras. Os dois primeiros lotes foram ensaiado à temperatura ambiente e 80°C e o terceiro lote, à temperatura ambiente e 150°C. Com o aumento da temperatura entre 24°C e 150°C, a tensão de ruptura diminuiu, o coeficiente de Poisson diminuiu, porém o módulo de Young diminuiu entre 24°C e 80°C, para as amostras dos dois primeiros lotes e aumentou, entre 24°C e 150°C, para as amostras do terceiro lote. Os arenitos mais homogêneos e bem consolidados da Formação Pendências mostraram que o aumento da temperatura de 24°C para 150°C, provocou redução na tensão de ruptura, no módulo de Young e no coeficiente de Poisson. Os parâmetros de resistência ao cisalhamento, c e 'fi¿, sofreram significante redução para os arenitos da Formação Açu. Os arenitos da Formação Pendências não apresentaram variações significativas de c e 'fi¿ entre 24°C e 80°C, enquanto que entre 80°C e 150°C o valor da coesão mostrou moderada redução. O ângulo de atrito interno praticamente não variou. Durante os ensaios hidrostática, as amostras apresentaram grandes deformações, que levaram a erros significativos no cálculo da compressibilidade volumétrica, ao ser adotada a equação linearizada (sem os termos de segunda ordem) na determinação da deformação volumétrica do material. Embora, a equação linearizada seja largamente utilizada em cálculos desta natureza, não se mostrou adequada para arenitos de baixa resistência. A compressibilidade volumétrica dos arenitos da Formação Açu apresentou significante redução. Os resultados da simulação numérica para verificar a estabilidade das paredes de um poço padrão perfurado na Formação Açu, mostrou que as reduções sofridas pelos parâmetros, entre 24°C e 80°, foram suficientes para produzir zonas de plastificação / Abstract: In the oil industry, the knowledge of elastic and resistance properties of reservoir rocks is important for the wellbore stability analysis during drilling and production. Normally, these properties (Young's modulus, Poisson's ratio, bulk compressibility, bulk modulus. tensile strength, cohesion and angle of internal friction) are obtained in laboratory at room temperature, while the in situ temperature may be significantly above this level. Based on these facts, laboratory tests were conducted at CENPES/PETROBRAS to evaluate the influence of temperatures between 24°C (room temperature) and 150°C on the elastic and resistance parameters of reservoir rocks. Specimens of sandstones from Açu and Pendências formations, from Potiguar basin were used in the tests. The observed thermo-mechanical behavior indicated a strong dependance on the type of rock tested. Sandstones from Açu formation, which are friable and present low homogeneity, were divided in three distinct groups: the first two groups were tested at 24°C and 80°C, and the third group was tested at 24°C and 150°C. When the temperature was increased from 24°C to 150°C, the tensile strength decreased, the Poisson's ratio decreased and the Young's modulus decreased between 24°C and 80°C, but for the third group, Young modulus increased between 24°C and 150°C. The sandstones from Pendências formation, well consolidated and more homogeneous than the previous ones, presented reduction in tensile strength, Young's modulus and Poisson's ratio, for increasing temperatures. However, these variations were less significant than the observed for the the friable sandstones from Açu formation. The shear resistance parameters, cohesion and angle of internal friction, presented significant reductions for the Açu formation. For the Pendências formation no significative variations were observed between 24°C and 80°C, whiIe some reduction in the cohesion for the interval 80°C ¿ 150°C was observed. During hidrostatic tests the specimens presented large strains that conducted to significant errors in bulk compressibility when were used the linear equation (without quadratic terms) in the calculation of material volumetric strain. Although the linear equation is wide used in buIk compressibility determination it is not recommended here. The buIk compressibility presented significative reduction in the Açu formation sandstones. A numerical simulation of wellbore stability was conducted for a standard wellbore drilled in the Açu formation, using experimental results of cohesion and angIe of internal frtction corresponding to 24°C and 80°C. Results showed that the variations in the parameters were sufficient to create yielding zones around the wellbore when the temperature was increased to 80°C / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

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