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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 - CO-AUTOR
Nº do Conteudo: 6210
Catalogação: 04/04/2005 Idioma(s): INGLÊS - ESTADOS UNIDOS
Tipo: TEXTO Subtipo: ARTIGO
Natureza: PUBLICAÇÃO
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): INGLÊS - ESTADOS UNIDOS
Tipo: TEXTO Subtipo: ARTIGO
Natureza: PUBLICAÇÃO
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.