Orientador: Jose Luiz Antunes de Oliveira e Sousa

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecanica

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...

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,...

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