A Prática da Estabilidade de Poços: Exemplos do Brasil

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1 Mecânica das Rochas para Recursos Naturais e Infraestrutura Conferência Especializada ISRM Setembro 2014 CBMR/ABMS e ISRM, 2014 A Prática da Estabilidade de Poços: Exemplos do Brasil Cecília Pinheiro Junqueira PUC-Rio, Rio de Janeiro, Brasil, [email protected] Jociléia Alves Buback PUC-Rio, Rio de Janeiro, Brasil, [email protected] Luciana Teixeira Maciel PUC-Rio, Rio de Janeiro, Brasil, [email protected] Tânia O. Américo Pessôa Andrade PUC-Rio, Rio de Janeiro, Brasil, [email protected] Clemente José de Castro Gonçalves Petrobras, Rio de Janeiro, Brasil, [email protected] Sérgio Augusto Barreto da Fontoura PUC-Rio, Rio de Janeiro, Brasil, [email protected] RESUMO: Diversos problemas relacionados à instabilidade de poço, tais como repasses, drags, prisão de coluna e perdas de circulação, resultam em tempo perdido de sonda e aumentam significativamente o custo total da perfuração. Dentro deste contexto, um dos objetivos mais importantes é a obtenção da faixa segura de peso de fluido de perfuração, de modo a garantir a estabilidade das paredes do poço. Visando balizar o dimensionamento do peso de fluido e otimizar o tempo de perfuração, a PETROBRAS em parceria com o Grupo de Tecnologia e Engenharia de Petróleo (GTEP/PUC-RJ), vem desenvolvendo ao longo dos últimos anos uma ferramenta de simulação SEST, que permite estimar a janela operacional composta por gradientes de pressão de poros, colapso e fratura. Este trabalho tem por fim apresentar a metodologia desenvolvida e aplicada no cálculo desses gradientes, que se baseia nas leis da Teoria da Elasticidade e na utilização de perfis corridos (sônico compressional e cisalhante, gamma-ray, densidade da formação, resistividade, caliper, etc.), para aplicação de correlações empíricas presentes na literatura de mecânica de rochas e determinação do estado de tensões in situ. Apesar de a janela operacional poder ser obtida diretamente utilizando apenas dados de perfis e correlações, vale ressaltar que não só é possível, mas de grande importância a utilização de informações provenientes de outras fontes (quando disponível) para uma melhor calibração do modelo. Embora raros, resultados de testes de laboratório contendo registro de propriedades mecânicas podem ser utilizados nos cálculos e calibrar correlações existentes. No caso das tensões in situ, resultados de teste de absorção, minifrac e microfraturamento realizados em poços da região tornam o valor da magnitude da tensão horizontal mínima muito próximo da realidade, enquanto perfis de imagem podem revelar a direção das tensões horizontais com base em breakouts e fraturas induzidas. Este texto aborda ainda alguns cenários onde esta metodologia foi testada e aplicada, apresentando resultados operacionais satisfatórios. PALAVRAS-CHAVE: Estabilidade de poços, Perfuração de poços, Janela Operacional.

2 1 INTRODUÇÃO Para alcançar um determinado reservatório de interesse, o poço perfurado deve atravessar diversas formações com diferentes características. Manter o poço estável durante a sua perfuração é um desafio que pode poupar tempo de sonda, reduzindo os custos de operação. Além de outras funções importantes, o peso específico do fluido de perfuração desempenha um papel fundamental na estabilidade das paredes do poço. Seu valor deve ser estabelecido de forma que sejam evitados influxo de fluido, perda de circulação em decorrência de fraturas, desmoronamentos da parede do poço e os demais problemas geomecânicos acarretados por estes eventos, como por exemplo, drags, repasses e prisão de coluna. A janela operacional, produto final do estudo de estabilidade, estabelece a faixa segura de peso específico de fluido onde o poço poderá ser perfurado sem que ocorram grandes eventos. Dessa forma, a análise de estabilidade é de grande relevância durante a perfuração de um poço de petróleo, pois direciona os profissionais de operação na escolha do peso específico de fluido mais adequado durante a perfuração. Para este estudo é importante obter o maior volume possível de informações da região, assim como dos poços já perfurados na área. Também é fundamental a utilização de um software que possa reunir todas essas informações produzindo um resultado de qualidade. Através do software SEST desenvolvido pela PETROBRAS em parceria com o GRUPO DE TECNOLOGIA E ENGENHARIA DE PETRÓLEO (GTEP/PUC- RJ) é possível prever um intervalo seguro de perfuração otimizando tempo e custo operacional. A seguir, é indicada a metodologia de trabalho para um projeto de estabilidade de poços, definindo todos os passos a serem seguidos. Ao final, um estudo de caso é apresentado de modo a exemplificar os conceitos e a metodologia adotada. 2 METODOLOGIA DE TRABALHO 2.1 Coleta de Dados A previsão da janela operacional para o projeto de um poço é baseada no estudo dos poços já perfurados no campo de interesse e que possuem características semelhantes ao poço de projeto. Portanto, para que o resultado esteja o mais próximo possível da realidade é necessário que as análises de estabilidade dos poços de correlação estejam bem calibradas. Por sua vez, a acurácia dessas análises depende da disponibilidade de dados e da qualidade com que os mesmos foram coletados. Para o poço de correlação, o primeiro passo é buscar informações gerais, como por exemplo, lâmina d água, profundidades das sapatas, diâmetro dos revestimentos, locação, profundidades de início e fim da perfuração, dados de tomadas pressão (RFTs), resultados de testes de absorção e de testes geomecânicos em testemunhos, entre outros. Dados de geologia, são igualmente importantes, não só para entender o comportamento dos perfis e da janela operacional no próprio poço, como também para correlacionar as informações dos poços perfurados com o projeto. Além desses dados, o perfil de tempo de trânsito da onda compressional (DTC) é imprescindível para análise de estabilidade realizada no SEST. A partir dele são calculados parâmetros importantes para obtenção da janela operacional, como por exemplo, resistência à compressão, coesão, ângulo de atrito, entre outros. O ideal é utilizar os parâmetros de resistência obtidos em laboratório, mas na falta dessas informações, a partir de correlações, desenvolvidas in house ou retiradas da literatura, é possível obtê-los com o perfil DTC. Ainda, os perfis de tempo de trânsito da onda cisalhante, de gamma-ray, caliper e densidade da formação também são necessários para este estudo. Perfis de imagem ou de caliper orientado nem sempre são corridos nos poços, mas são de grande importância, pois a partir da análise destes perfis pode-se verificar se ocorreram breakouts. Além disso, com o perfil de imagem pode-se identificar as fraturas induzidas durante a perfuração. Diante destas

3 informações é possível estimar a direção das tensões horizontais e calibrar a relação entre as magnitudes destas tensões. O Boletim Diário de Perfuração e o Relatório de Fluido de Perfuração são essenciais para complementar a análise e aprimorar o modelo. No primeiro documento pode-se identificar os problemas com possíveis causas geomecânicas ocorridos na perfuração do poço. O segundo traz o registro do peso específico, tipo e dos componentes do fluido e também do ECD (Equivalent Circulating Density) utilizado durante a perfuração. Com estas informações pode-se calibrar a janela operacional obtida para os poços de correlação tornando o modelo mais confiável para ser utilizado no projeto. No poço de projeto são necessários, basicamente, os dados de litologia prevista, unidades crono e litoestratigráficas, trajetória, poços de correlação, localização e pressões esperadas (depleções e sobrepressões). Os perfis utilizados na análise de estabilidade do projeto são adaptados dos perfis dos poços de correlação. O entendimento da geologia estrutural, a visão 3D com seções sísmicas e mapeamento de falhas podem explicar determinados comportamentos observados durante a perfuração de poços, aprimorando o modelo. As informações utilizadas nos estudos estão disponíveis em bancos de dados internos da Petrobras. 2.2 Software Utilizado O software SEST utilizado na previsão de estabilidade de poços foi desenvolvido com o objetivo de avaliar uma faixa segura de peso específico de fluido de perfuração por meio da janela operacional - gradientes de pressão de poros, colapso e fratura. Através da importação de dados disponíveis o programa permite ao profissional definir as informações que lhe serão úteis para o desenvolvimento do estudo, possibilitando a utilização dos módulos de cálculo que determinarão como resultado final a janela operacional. Nesse programa são utilizados 6 módulos. No primeiro tem-se os perfis necessários a análise, os demais módulos resultam na sobrecarga, na pressão de poros, nas propriedades mecânicas e no estado de tensões previsto para o local onde ocorrerá a perfuração. O último módulo reúne todas essas informações originando uma previsão do comportamento do poço diante da perfuração, determinando uma faixa segura de peso específico de fluido. O software permite que sejam feitas análises determinística e probabilística. Abaixo, Figura 1, é apresentado o esquema utilizado para a realização do estudo dos poços. Figura 1. Fluxograma para análises determinística e probabilística. Os modelos pseudo-poroelástico, poroelástico, químico-poroelástico, termoporoelástico e termo-químico-poroelástico também estão disponíveis para análise no software. Vários poços foram projetados e analisados através desse programa e têm apresentado bons resultados. 2.3 Pressão de Poros Para obtenção do gradiente de pressão de poros utiliza-se o método de Eaton (1968) através do perfil DTC. Esta metodologia leva em consideração apenas o mecanismo de subcompactação onde a porosidade e o tempo de trânsito compressional estão intimamente ligados à pressão da formação. Dessa forma, a pressão de poros é estimada pela Equação 1: G p G S G S G N DTC DTC normal obs EXP Onde: GP = gradiente de pressão de poros (lb/gal) GS = gradiente de sobrecarga (lb/gal) (1)

4 GN = gradiente de pressão de poros da área (lb/gal) DTC normal = tempo de trânsito da onda compressional para o trend de compactação normal (s/pé) DTC obs = tempo de trânsito da onda compressional observado (s/pé) EXP = expoente de Eaton Uma outra forma de determinar o gradiente de pressão de poros proposta por Eaton é através dos perfis resistividade e densidade. Na ausência de perfil DTC, tanto para poços de correlação quanto para de projeto, o gradiente de pressão de poros pode ser estimado a partir da velocidade intervalar proveniente da sísmica. Em casos de mecanismos diferentes de geração de pressão de poros anormalmente altas, que não se caracterizam como subcompactação, um estudo específico é desenvolvido por especialistas em pressão de poros e utilizado na análise de estabilidade. 2.4 Propriedades Mecânicas As propriedades mecânicas das rochas também são necessárias para a obtenção do resultado final. Parâmetros elásticos e de resistência podem ser obtidos por meio de ensaios geomecânicos. Em função da disponibilidade de testemunhos, estes testes são geralmente realizados em rocha reservatório. Assim, para as rochas capeadoras, via de regra, esta informação está ausente. As propriedades mecânicas das rochas são melhor representadas por meio da realização de testes geomecânicos e sempre que possível os mesmos são realizados. Quando não há resultados desses testes para um poço, as propriedades de deformabilidade e resistência são estimadas por meio do uso de correlações empíricas e perfis elétricos corridos no poço. Na literatura são encontradas diversas correlações empíricas para estas propriedades em diversas litologias. Vale ressaltar que a maior parte das correlações foram obtidas utilizando dados do Mar do Norte ou do Golfo do México, portanto, nem sempre se aplicam bem aos campos brasileiros. Por isso a necessidade de utilizar correlações obtidas internamente. Dos três parâmetros de resistência da rocha coesão, resistência à compressão simples e ângulo de atrito interno - somente há a necessidade do conhecimento de dois deles, pois a Equação 2 - envoltória de Mohr- Coulomb - os correlaciona. f UCS 2* C * tan 4 2 Onde: UCS resistência à compressão simples C coesão f ângulo de atrito (2) Como afirmado anteriormente, a estimativa dos parâmetros de resistência pode ser feita via teste geomecânico ou, alternativamente, utilizando-se correlações empíricas/perfis. Para o caso de arenitos e folhelhos, a correlação do programa MecPro (Fjær et al. 1992) pode ser usada para estimar UCS. Já para carbonatos, a aplicação da correlação de Militzer & Stoll (1973) tem levado a resultados satisfatórios para UCS. A exemplo de UCS, o ângulo de atrito interno também pode ser estimado por testes geomecânicos ou por correlações empíricas/perfis, que não são tão abundantes quanto as de UCS. Dentre elas podem ser citadas as de Plumb (1994) e Lal (1999). Quando não é possível estimar o valor do ângulo de atrito, este é assumido como constante, normalmente próximo a 30º. 2.5 Tensões In Situ Para a determinação do estado de tensões in situ, assume-se a hipótese simplificadora que o plano horizontal é um plano principal, ou seja, a tensão vertical é uma tensão principal e as outras duas tensões principais são horizontais como pode ser observado na Figura 2. Superfície Profundidade H v h Figura 2. Tensões in situ atuando em um elemento de rocha.

5 2.5.1 Tensão vertical ( v ) Para estimativa de v, supõe-se que em determinado ponto da subsuperfície ela é igual ao peso das camadas acima dele. A tensão vertical total é então expressa pela Equação 3. Para uma mesma profundidade em uma locação offshore sabe-se que quanto maior a lâmina d água, menor será o gradiente de sobrecarga e, consequentemente, menor o gradiente de fratura da formação. A densidade de cada camada é obtida do perfil ou através correlações Tensão horizontal mínima ( h ) Para estimar a magnitude de h, são utilizados dados de Leakoff Test (LOT), Formation Integrity Test (FIT), Extended Leakoff Test (XLOT), fraturamento hidráulico, Step Rate Test (SRT), ASRT (Anelastic Strain Recovery Test), sendo o primeiro o mais comum. A Figura 3 apresenta um gráfico típico de uma operação de fraturamento. n ov= 1,422 wdw bi Di 0 (3) Onde: ov tensão de sobrecarga (psi) bi densidade de cada camada (g/cm 3 ) w densidade da água do mar (g/cm 3 ) D w lâmina d água (m) D i intervalos de profundidade (m) Tensões horizontais magnitude Para estimar as magnitudes das tensões horizontais, são assumidas algumas hipóteses: Bacia relaxada: considerando a rocha como material poro-elástico linear, compactação em condições de deformações laterais nulas, utilizando a lei de Hooke generalizada. Com esta hipótese mostra-se que as tensões horizontais principais apresentam a mesma magnitude e são definidas pela relação:,,, h= H = v 1- (4) Onde: h tensão principal efetiva horizontal menor H tensão principal efetiva horizontal maior v tensão principal efetiva vertical coeficiente de Poisson Bacia tectonicamente ativa: utilizando dados do campo que comprovem que a bacia não é relaxada. volume (after Gaarenstroom et al., 1993) Figura 3. Gráfico típico de operação de fraturamento hidraúlico. Subtraindo o peso da lâmina d água, é possível plotar os dados de LOT em função do soterramento e obter uma curva de tendência, assumindo no fundo do mar valor igual a zero. O que se observa muitas vezes são testes realizados em uma mesma formação e poços diferentes com resultados incoerentes, como FIT maior que LOT, mostrando que as tensões variam com a locação dos poços ou os testes sofreram alguma influência operacional Tensão horizontal máxima ( H ) É possível obter a magnitude da máxima tensão horizontal apenas indiretamente, por meio de equações do estado de tensões do modelo escolhido. Na maioria dos casos estudados, as tensões horizontais são consideradas iguais ( H = h ), exceto quando há evidência de anisotropia mostrada em teste de fraturamento e/ou observação de feições de breakouts. Através da teoria do Polígono de Tensões (Zoback et al, 2003) é possível realizar análises e estimar estados de tensões que levariam a um determinado regime de falhas.

6 2.5.3 Tensões horizontais direção Para determinar a direção das tensões horizontais são realizadas análises de perfis de imagem (breakouts e fraturas induzidas Figura 4), caliper orientado (de quatro ou seis braços), Velocidade Anisotrópica (Velan), ASRT (Anelastic Strain Recovery Test), Testemunho Orientado e Anisotropia Acústica, sendo os dois primeiros os mais comuns Breakout Fratura Induzida (a) (b) (c) Figura 4. (a) Breakout, (b) Fratura Induzida e (c) Direções das Tensões Horizontais (Rocha e Azevedo, 2009). Alternativamente, por meio da Teoria de Inversão de LOT de Aadnoy & Bratli (1994) pode-se também estimar magnitudes e direções de tensão. critério de Mohr-Coulomb Tensões ao redor do poço Hipóteses básicas: Rocha contínua, elástica, homogênea e isotrópica; Poço cilíndrico com eixo vertical ou inclinado; Uma das tensões principais deve atuar na direção vertical; Existe uma pressão no fluido de formação; É válido o princípio das tensões efetivas como enunciado por Terzaghi (1943) e validado para rochas através dos trabalhos de Skempton (1960) e Nur & Byerlee (1971). A seguir na Figura 5 são apresentadas as tensões ao redor do poço para a situação mais utilizada no desenvolvimentos das análises de estabilidade de poço. As Figuras 6a e 6b indicam o comportamento das tensões para o colapso inferior e para a fratura superior que contribuem na determinação da janela operacional. 2.6 Janela Operacional Para a estimativa da janela operacional de perfuração, a prática é adotar o modelo elástico, fluido não penetrante e critério de ruptura de Mohr-Coulomb. São utilizadas análises poroelásticas com condição de fluido penetrante quando estão disponíveis as propriedades físicoquímicas da rocha e do fluido de perfuração como, por exemplo, coeficiente de reflexão e de inchamento de folhelhos. A Petrobras em parceria com a PUC desenvolveu equipamentos para determinar tais parâmetros. Há outros critérios de ruptura disponíveis na literatura tais como Lade-Ewy (1999), Druker- Prager Interno (McLean & Addis 1990), Druker-Prager Centrado (McLean & Addis 1990) e Druker-Prager Externo (McLean & Addis 1990) entretanto, esses critérios exigem dados de entrada que nem sempre estão disponíveis e são menos conservadores que o y q x Figura 5. Tensões ao redor do poço considerando fluido não penetrante. T Pp 0 q r Pp (a) (b) Figura 6. (a) Ruptura por Colapso Inferior (Critério de Mohr-Coulomb) e (b) Esquema de estado de tensões para fratura superior. '

7 3 ESTUDO DE CASO O estudo de caso apresentado consiste na previsão de estabilidade de um poço direcional a ser perfurado no Campo Alfa da Bacia de Campos, em lâmina d água superior a 1000m, com profundidade final maior que 2500m. O reservatório principal é de arenito e foram analisados 02 poços de correlação, Poço A e Poço B. Estas análises não levam em consideração a possibilidade de reativação de falhas. 3.1 Trajetória Direcional Na Figura 7 é apresentada a trajetória direcional do poço de Projeto. 3.3 Estimativa de Tensão Horizontal Mínima Para a estimativa da tensão horizontal mínima foram considerados os LOTs realizados no Bloco 1 do Campo Alfa, como apresentado na Figura 9. Figura 9. Localização dos poços A, B e Projeto. A Tabela 1 apresenta os testes de absorção realizados nos poços A e B indicados como correlação. Tabela 1. LOTs utilizados para estimar h. Figura 7. Trajetória direcional do poço de Projeto. 3.2 Estimativa de Pressão de Poros Com base nas medidas de pressão realizadas em poços da área, utilizando o método de Eaton (1968) através do perfil sônico, concluiu-se que a pressão de poros tanto nos poços de correlação quanto no poço de Projeto é normal (<9.1lb/gal.). As curvas apresentadas a seguir (Figura 8) foram recebidas de uma equipe especializada em pressão de poros e utilizadas nas análises. Na retroanálise e na previsão de estabilidade do poço de Projeto utilizou-se uma curva da tensão horizontal mínima ( h ) obtida a partir dos LOTs dos poços de correlação A e B. 3.4 Direção das Tensões Horizontais Foram analisados perfis de imagem, resultados de ASR e caliper orientado de alguns poços da área e o azimute da tensão horizontal máxima obtido foi de 95. Com base nesses resultados, as análises foram realizadas assumindo o azimute citado e H =1.1 h. 3.5 Retroanálise dos Poços de Correlação Figura 8. Curvas de pressão de poros para os poços A, B e Projeto. Os dois poços sugeridos como correlação possuem coluna litológica e perfis semelhantes conforme Figura 10. O Poço A foi utilizado como correlação por estar mais próximo da locação de Projeto.

8 (a) (b) Figura 10. (a) Densidade x Soterramento e (b) DTC x Soterramento Poço A O poço A possui as seguintes características: trajetória vertical, lâmina d água superior a 1000m e profundidade final aproximada de 3000m. A perfuração deste poço ocorreu sem problemas significativos. Foram observados apenas alguns drags na fase de 8 ½. Tais drags ocorreram em uma região de arenitos que aparecem intercalados a folhelhos e calcilutitos. Tais arenitos são friáveis (inconsolidados) e podem desmoronar durante a perfuração, gerando batentes de folhelhos e calcilutitos, assim como excesso de areia no anular. Os drags identificados podem estar relacionados a esses fatores. Observou-se também que o peso específico de fluido utilizado encontra-se ligeiramente abaixo ou muito próximo do colapso inferior nesses pontos, o que pode ter provocado ruptura da formação por cisalhamento causando os drags. Nas Figuras 11 e 12 são apresentados, respectivamente, os perfis corridos no poço A e a janela opercaional obtida. Figura 12. Janela operacional obtida para o para poço A Poço B O poço B possui as seguintes características: trajetória vertical, lâmina d água de aproximadamente 1000m e profundidade final superior a 3500m. Foram observados drags, repasses, topadas, ameaça e prisão de coluna durante a perfuração, principalmente nas fases de 12 ¼ e 8 ½. A maior parte desses problemas também ocorreu na profundidade dos arenitos inconsolidados intercalados a folhelhos e margas. Os problemas observados podem estar relacionados a esses eventos. Nas Figuras 13 e 14 são apresentados, respectivamente, os perfis corridos no poço B e a janela operacional obtida. Figura 13. Perfis corridos no poço B. Figura 11. Perfis corridos no poço A.

9 Azimute do poço praticamente alinhado com a direção de Sh (185 0 ) Azimute do poço variando para a direção de SH (95 0 ) JANELA OPERACIONAL Figura 14. Janela operacional obtida para o para poço B Poço de Projeto Com base nas informações do poço A fez-se a previsão da janela operacional do poço de Projeto como é apresentada na Figura 15. Figura 16. Comportamento do gradiente de fratura em função do azimute do poço e da anisotropia das tensões. As Figuras 17, 18 e 19 indicam o valor do gradiente de fratura conforme os valores de geometria, tensões in situ e gradientes do poço. Figura 15. Janela Operacional previsão para o poço de Projeto. Figura 17. Azimute x Inclinação (gradiente de fratura) situação para poço vertical. Também foi realizada uma análise da influência do azimute do poço e da anisotropia das tensões horizontais no gradiente de fratura. A Figura 16 indica o comportamento do gradiente de fratura em função desses parâmetros. Figura 18. Azimute x Inclinação (gradiente de fratura) situação para poço direcional.

10 Ex.: Se perfurar com MW = 11.3lb/gal, a probabilidade de haver ruptura por colapso inferior é de 10%. Colapso Inferior Colapso Superior Fratura Superior Tensões in situ com DP=5% Tensões in situ com DP=1% Ex.: Se perfurar com MW = 11lb/gal, a probabilidade de haver ruptura por colapso inferior é de 90%. Figura 21. Resultado do cálculo probabilístico. Figura 19. Azimute x Inclinação (gradiente de fratura) situação para poço horizontal. 3.6 Análise Probabilística no Reservatório Resultados da análise estatística No reservatório dos poços A e B realizou-se uma análise estatística para as propriedades mecânicas indicadas na Figura 20 onde os resultados obtidos são apresentados. Resistência à Compressão Simples (psi) Resistência à Tração (psi) Coeficiente de Poisson Coesão (psi) Figura 20. Resultados da análise estatística para o reservatório Resultados da análise probabilística Foram consideradas tensões horizontais diferentes ( H =1.1 h ), profundidade vertical média do reservatório, poço horizontal, azimute do poço de e ângulo de breakout de 30. Levou-se também em consideração propriedades mecânicas da rocha como coesão, coeficiente de Poisson, resistência à tração, ângulo de atrito e coeficiente de Biot. A rocha foi considerada impermeável. Os resultados obtidos na análise prababilística são apresentados a seguir na Figura 21. A análise determinística no SEST apresentou valor médio de 10.0lb/gal para o colapso inferior no reservatório. Esta análise leva em consideração intercalações de arenito, folhelho, marga e calcilutito. Já a análise probabilística considerando apenas arenito no reservatório mostrou que para 11.0lb/gal as chances de ruptura por colapso inferior são próximas de 90%. Entretanto, com uma densidade de 11.3lb/gal, as chances diminuem para aproximadamente 10%. A diferença do colapso inferior estimado nas duas análises deve-se, principalmente, a dois fatores. Primeiro, o modelo de análise considerado no estudo determínistico não é totalmente representado no modelo probabilístico. Segundo, para análise probabilística, são consideradas somente as caractéristcas do arenito, que neste caso, apresentam-se menos resitente elevando o valor do colpaso inferior estimado. Com a análise do modelo probabilístico, pode-se avaliar o risco de colapso da formação para um determinado peso de fluido, auxiliando na tomada decisões. No exemplo apresentado, uma mudança de 0.3lb/gal no peso de fluido diminui significativamente o risco de ocorrer colapso inferior. 4 CONCLUSÃO De acordo com os resultados obtidos, considerando o meio contínuo e as hipóteses do modelo aplicado, é possível perfurar segundo a janela operacional prevista na Figura 22 onde limite inferior é o maior valor entre as curvas de pressão de poros e colapso inferior e o limite superior é a curva de tensão horizontal mínima.

11 Se o meio for fraturado, recomenda-se perfurar com o peso específico de fluido o mais próximo possível do gradiente de pressão de poros para evitar perdas de circulação e ruptura das paredes do poço (deslocamento dos blocos de rocha) pela infiltração do fluido de perfuração nas fraturas. Terzaghi, K. Theoretical Soil Mechanic. Wiley, New York AGRADECIMENTOS À Petrobras por permitir e financiar a realização deste estudo. REFERÊNCIAS Chang, C., Zoback, M.D e Khaksar, A. Empirical Relations Between Rock Strenght and Physical Properties in Sedimentary Rocks, Journal of Petroleum Science and Engineering, 2006, ELSEVIER, Vol. 51, p Eaton, B. A. Fracture Gradient Prediction and its Aapplication in Oilfield Operations. Society of Petroleum Engineers Annual Fall Meeting, 43, Houston, Texas. Proceedings. SPE, Paper Ewy, R. T. Wellbore-Stability Predictions by Use of a Modified Lade Criterion. SPE Drill. & Completion, (2). Fjaer, E., Holt, R. M., Horsud, P., et al. Petroleum Related Rock Mechanics. 1ª edição. Amsterdam. ELSEVIR. 346 páginas Lal, M. Shale Stabillity: Drilling Fluid Interaction and Shale Strength. SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference Caracas, Venezuela: Society of Petroleum Engineering. McLean, M. R. e Addis, M. A. Wellbore Stabillity: The Effect of Strengh Criteria on Mud Weight Recommendations. In 65 th Annual Technical Conference New Olearns, LA: Society of Petroleum Engineers. Militzer, H. e Stoll, R. T. Einige Beitrageder geophysics zurprimadatenerfassung im Bergbau, Neue Bergbautechnik. Lipzig. Vol. 3, p Nur, A. e Byerlee, J.D. (1971). An Exact effective stress law for elastic deformation of rock with fluids. J. Geophys. Res. 76, Plumb, R. A. Influence of Composition and Texture of the Failure Properties od Clastitic Rocks. SPE 28022, Rocha, L. A. S. e de Azevedo, C. T. Projetos de Poços de Petróleo. Geopressões e Assentamento de Colunas e Revestimentos. Rio de Janeiro. Interciência Petrobras Skempton, A W. Effective stress in soils, concrete and rocks. In Pore Pressure and Suction in Soils London: Butterworths