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Coleção Digital
Título: EVALUATION OF THE SHALE-DRILLING FLUID INTERACTION FOR STUDIES OF WELLBORE STABILITY Autor: EUDES SIQUEIRA MUNIZ
Instituição: -
Colaborador(es):
SERGIO AUGUSTO BARRETO DA FONTOURA - COAUTHOR
Nº do Conteudo: 6210
Catalogação: 04/04/2005 Idioma(s): ENGLISH - UNITED STATES
Tipo: TEXT Subtipo: PAPER
Nota: Todos os dados constantes dos documentos são de inteira responsabilidade de seus autores. Os dados utilizados nas descrições dos documentos estão em conformidade com os sistemas da administração da PUC-Rio.
Referência [pt]: https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=6210@1
Referência [en]: https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=6210@2
Resumo:
Título: EVALUATION OF THE SHALE-DRILLING FLUID INTERACTION FOR STUDIES OF WELLBORE STABILITY Autor: EUDES SIQUEIRA MUNIZ
Nº do Conteudo: 6210
Catalogação: 04/04/2005 Idioma(s): ENGLISH - UNITED STATES
Tipo: TEXT Subtipo: PAPER
Nota: Todos os dados constantes dos documentos são de inteira responsabilidade de seus autores. Os dados utilizados nas descrições dos documentos estão em conformidade com os sistemas da administração da PUC-Rio.
Referência [pt]: https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=6210@1
Referência [en]: https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=6210@2
Resumo:
Wellbore stability in shales is very much influenced by
the
type of drilling fluid. The pore pressure generated
during drilling and its diffusion into the shale are
major
contributors to both short and long term wellbore
stability. The membrane
effect and the subsequent osmotic pressure developed
around
the well, play an important role in the force balance
that
may
destabilize the rock. The present paper focuses on
assessing shale behavior when exposed to some real water-
based drilling fluids.
The physical-chemical aspects of the shale-fluid
interaction are evaluated, in particular, in relation to
osmotic pressure and
membrane effects developments. Rock-fluid interaction
tests, using shale samples collected from Campos Basin,
Brazil, and the
Norwegian North Sea, confirmed the efficiency of the
designed equipment in carrying out experiments with
highly
viscous, waterbased
fluids. The experiments showed that the fluid pressure
transmission behavior, for the shales and fluids used,
does
not
differentiate between the viscous, saline water-based
fluid
and pure saline water solution. The development of
osmotic
pressure
suggests that the shale reflection coefficient in more
influenced by its pore size distribution than by its
mineralogy.