instabilidade mecÂnica de formaÇÕes carbonÁticas em pooÇos de petrÓleo - stefano
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CENTRO UNIVERSITÁRIO DO NORTE LAUREATE INTERNATIONAL UNIVERSITIES
ESCOLA DE CIÊNCIAS EXATAS E TECNOLOGIA CURSO DE TECNOLOGIA EM PETROLEO & GÁS
Stefano Gomes Corrêa
INSTABILIDADE MECÂNICA DE FORMAÇÕES CALCARENÍTICAS EM POÇOS DE PETRÓLEO
Manaus – AM 2011
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Stefano Gomes Corrêa
INSTABILIDADE MECÂNICA DE FORMAÇÕES CALCARENÍTICAS EM POÇOS DE PETRÓLEO
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado para obtenção do Título de Tecnólogo em Petróleo & Gás no Centro Universitário do Norte – UNINORTE. Orientador: Profº MSc Willian Sérgio Marques Palha
Manaus – AM 2011
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CORRÊA, Stefano Gomes Instabilidade Mecânica de Formações Calcareníticas em Poços de Petróleo/ Stefano Gomes Corrêa C824i Trabalho de Conclusão de Curso (TCC) – Centro Universitário do Norte / Laureate International Universities. Curso de Tecnologia em Petróleo e Gás, 2011. Orientador: Profº MSc Willian Sérgio Marques Palha 1 Instabilidade de Poços 2 Rochas Calcareníticas 3 Mecânica das Rochas | Título CDD 622.25
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Stefano Gomes Corrêa
INSTABILIDADE MECÂNICA DE FORMAÇÕES CALCARENÍTICAS EM POÇOS DE PETRÓLEO
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Centro Universitário do Norte como um dos pré-requisitos para obtenção do título de Tecnólogo em Petróleo & Gás.
Aprovada em ____/_____/_____
BANCA EXAMINADORA
_____________________________________________ Geólogo Willian Sérgio Marques Palha, MSc
Centro Universitário do Norte
_____________________________________________ Geólogo Joemes Simas, MSc Centro Universitário do Norte
_____________________________________________
Tecnóloga, Esp Neymara Costa Centro Universitário do Norte
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Dedico À minha saudosa mãe, Edmar Gomes da Cunha, pelo intenso amor e por deixar belíssimas lições que formaram o meu caráter.
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Agradecimentos
Primeiramente, gostaria de agradecer à Deus por todas as coisas maravilhosas que nos concedeu, pelo aprendizado e pelo que sou hoje. Obrigado Senhor, por mais uma batalha vencida. À minha amável namorada, Angel Amorim, por toda a compreensão das horas direcionadas para a elaboração deste T.C.C. Obrigado por toda a dedicação, amor, carinho e respeito. Na verdade, quando me abati, você estava lá para me fazer levantar a cabeça. Certamente, sua presença em minha vida faz toda a diferença. Assim como por me fazer amar e acreditar num amanhã melhor. Ao meu orientador e melhor professor do curso, Willian S. M. Palha, por toda a sua paciência para com o direcionamento deste desafiador projeto, principalmente pelo incentivo e confiança depositados a mim. Afinal, “quem disse que ia ser fácil” pesquisar sobre estabilidade de poços em plena Amazônia? De fato, não foi. Porém, conseguimos e a missão foi cumprida! Ao técnico do laboratório de Mecânica das Rochas, Darlei, cuja presença foi imprescindível para a execução dos ensaios e para a realização deste projeto. Obrigado pelos ensinamentos e por me atentar para os perigos de um laboratório. À coordenadora de ensino Alzira Miranda, por sua total competência e coragem por topar o grande desafio de coordenar o curso e conseguir estruturá-lo em pouquíssimo tempo. Às palavras sábias nas horas certas e a maternidade intelectual, obrigado. Aos meus irmãos de coração Leandro Benício e César Augusto pelas ótimas lembranças e inesquecíveis momentos de nossa longa irmandade. Jamais esquecerei que um tripé é sustentado por três bases. Aos meus amigos da turma TPN05S2, em especial ao Jonas Almeida e Juan Carlos. Foram minha terceira família ao longo desta árdua missão. Obrigado pelos vários momentos que proporcionaram a mim. Jamais esquecerei.
À professora Neymara Costa, por toda a força e grandes conselhos. Sou grato por me fazer enxergar o quão é interessante a avaliação de poços. Ademais, sua ajuda dentro e fora da academia jamais será esquecida por mim.
À professora da UFRR, Suellen Marques, pelas breves orientações em relação ao projeto. Suas intervenções foram notadas ao longo do mesmo. Além do mais, as lições de Sistemas de Produção foram fundamentais no meu estágio. Aos meus colegas de estágio do setor de Otimização da Refinaria Isaac Sabbá – Reman, da PETROBRÁS. À família Corrêa por me fazer entender a verdadeira importância do que é fazer parte de um seio acolhedor e amoroso. Aos meus tios, Raimundo e Edna Cunha, simplesmente por fazerem o papel de mãe ao longo da minha vida. Meu maior orgulho é proporcionar orgulho a vocês. Não estaria aqui se não fosse a presença atenciosa, protetora e amorosa de vocês. Ao Sr. Ivo Amorim e à Sra. Antônia, pelo aconchegante e prazeroso acolhimento. Obrigado pelo amor parental e por todo o incentivo, conselhos e paciência. Sinto-me bastante especial fazendo parte desta formosa família. E por fim, gostaria de agradecer à pessoa mais importante desta lista, meu pai, Sidney Aguiar, o modelo que tento seguir, meu principal incentivador e apoiador, cuja figura é tudo na minha vida, e neste grande elipsóide de rotação, é o motivo de todo o meu esforço. Obrigado por toda a sua dedicação, apoio e amor concebidos a mim.
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“ Depois que uma mente se abre para uma nova idéia, ela jamais retornará ao seu tamanho original...” Albert Einstein
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RESUMO
Durante e perfuração de um poço de petróleo, as rochas que estão submetidas à um estado de tensões in situ sofrem alterações comportamentais. Tais alterações estão intrinsecamente relacionadas à modificação das tensões in situ e à resistência do elemento de rocha componente da parede do poço frente a modificação das tensões. Neste contexto, é bastante comum a perfuração em rochas calcareníticas, porém, ainda são escassos os dados conhecidos sobre as rochas carbonáticas, dada a complexidade no comportamento da mesma em relação à perfuração. Dados do comportamento mecânico das rochas devem ser obtidos de modo que haja maior precisão no critério de ruptura e assim, caracterizar a otimização do peso do fluido de perfuração a ser utilizado para as respectivas fases do poço, promovendo uma perfuração estável, segura e sem dispêndios. Neste trabalho realizou-se ensaios de compressão uniaxial em rochas calcareníticas no âmbito do laboratório de Mecânica das Rochas – Centro Universitário do Norte - UNINORTE/LAUREATE. O ensaio realizado compreende aplicação de tensão compressiva em dois conjuntos de corpos de prova compostos sinteticamente com diferentes proporções de depósitos sedimentares, com objetivo de medir seus respectivos limites de resistência. Utilizados os dados provenientes dos ensaios experimentais, foi desenvolvida a curva tensa-deformação, imprescindível no que diz respeito ao entendimento do comportamento das rochas durante á perfuração e assim, à estabilidade de poços. Palavras-Chave: rochas calcareniticas – tensão e deformação – estabilidade de poços de petróleo. .
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ABSTRACT
During and drilling an oil well, the rocks are subjected to a stress state in situ undergo behavioral changes. These changes are closely related to the modification of in situ stresses and the resistance element component of the rock wall of the well before the change of tension. In this context, it is quite common in rock drilling calcarenites, however, are still few data on carbonate rocks known, given the complexity of the same behavior in relation to drilling. Data from the mechanical behavior of rocks must be obtained so that there is greater precision in failure criterion and thus characterize the optimization of the weight of the drilling fluid to be used for the respective phases of the well drilling promoting a stable, secure and without spending. This work was performed uniaxial compression tests on rocks calcarenites in the Rock Mechanics Laboratory - University Center North - UNINORTE / Laureate. The testing performed includes application of compressive stress in two sets of specimens made synthetically with different proportions of sedimentary deposits, in order to measure their respective limits of endurance. Used data from the experimental trials, was developed tension-strain curve, which is essential with respect to understanding the behavior of rocks during drilling and thus the stability of wells.
Key-Works: calcarenites rocks - stress and deformation - stability of oil wells.
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LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 – Diagrama triangular para a classificação composicional das rochas carbonáticas (TEIXEIRA et al., 2000)......................................................................................7 Figura 1.2 - Componentes de tensão normal e tangencial (ROCHA & AZEVEDO, 2009).................................................................................................................................8 Figura 1.3 - (A) Corpo sob tensão normal de compressão (positiva), (B) Corpo sob tensão normal de tração (negativa) e (C) corpo sob tensão cisalhante (ROCHA & AZEVEDO, 2009)..............................................................................................................8 Figura 1.4 - Tensões internas e seção de corte (ROCHA & AZEVEDO, 2009)................9
Figura 1.5 - Estado tridimensional de tensão (AZEVEDO, 2011)...................................10 Figura 1.6 - Tensões principais atuando em um elemento de rocha (ROCHA & AZEVEDO, 2009)............................................................................................................11 Figura 1.7 - Corpo sob tensão de tração (ROCHA & AZEVEDO, 2009).........................12
Figura 1.8 – Corpo sob tensão de compressão (AZEVEDO & MARQUES, 2006).........13
Figura 1.9 – Corpo sob tensão de cisalhamento (ROCHA & AZEVEDO, 2009).............14
Figura 1.10 – Curva tensão – deformação (ROCHA & AZEVEDO, 2009)......................16
Figura 1.11 – Curva tensão-deformação de rochas frágeis e rochas dúcteis (ROCHA & AZEVEDO, 2009)............................................................................................................18
Figura 1.12 – Critério de Ruptura de Mohr Coulomb (ROCHA & AZEVEDO, 2009)......20
Figura 1.13 – Estado de tensão in situ em um elemento de rocha (ROCHA & AZEVEDO, 2009)............................................................................................................22
Figura 1.14 – Representação de um estado de tensões atuantes ao redor do poço em coordenadas cilíndricas (ROCHA & AZEVEDO, 2009)...................................................24
Figura 1.15 – Variação da magnitude das tensões ao redor do poço (ROCHA & AZEVEDO, 2009)............................................................................................................25
Figura 1.16 – Janela operacional de um poço de petróleo (ROCHA & AZEVEDO, 2009)...............................................................................................................................26
Figura 1.17 – Modos de fratura em poços de petróleo (adaptado de VILARROEL, 2009)...............................................................................................................................27
Figura 1.18 – Instabilidades de um poço de petróleo (RODRIGUES, 2007)..................27
Figura 1.19 – Alguns tipos de instabilidades decorrentes do modo de falha (adaptado de ROCHA & AZEVEDO).....................................................................................................29 Figura 2.1 – Material argiloso peneirado (granulometria 0,004mm) e em seguida
introduzido na estufa para a retirada de umidade (foto do autor 29/06/2011)................31
Figura 2.2 – Material arenoso peneirado (granulometria 0,062mm) (foto do autor
29/06/2011).....................................................................................................................32
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Figura 2.3 – Peneiras utilizadas na seleção granulométrica (intervalo granulométrico de
0,004 a 0,062) (foto do autor 29/06/2011).......................................................................32
Figura 2.4 – Balança Eletrônica (sensibilidade 0,01) (foto do autor 30/06/2011)...........33
Figura 2.5 –Materiais sedimentares separados após pesagem e suas respectivas
fôrmas (foto do autor 30/06/2011)...................................................................................34
Figura 2.6 – Argamassadeira utilizada na mistura dos depósitos sedimentares para a
composição dos corpos de prova (foto do autor 30/06/2011).........................................34
Figura 2.7 – Corpos de Prova pertencentes ao jogo 1 na fôrma (foto do autor
30/06/2011).....................................................................................................................35
Figura 2.8 – Corpos de prova pertencentes ao Jogo 1 (fileira da frente) e Jogo 2 prontos
para o ensaio uniaxial (foto do autor 01/07/2011)...........................................................36
Figura 2.9 – Corpo de prova na prensa hidráulica (foto do autor 01/07/2011)...............37
Figura 3.1 – Medição do diâmetro e comprimento do corpo de prova pertencente ao jogo 1 após a aplicação da tensão..................................................................................38
Figura 3.2 – Gráfico da Curva tensão - deformação do conjunto 1.................................40
Figura 3.3 – Gráfico da Curva tensão - deformação do conjunto 2.................................41
Figura 3.4 – Gráfico comparativo das Curvas tensão - deformação dos corpos 1 e 2..42.
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LISTA DE TABELAS
Tabela 2.1 – Taxas quantitativas e tipos de depósitos sedimentares utilizados na
composição para cada corpo de prova de cada jogo......................................................38
Tabela 3.1 – Dados obtidos após o ensaio do jogo 1.....................................................45
Tabela 3.2 – Dados obtidos após o ensaio do jogo 2.....................................................46
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SUMÁRIO
INTRODUÇÃO..................................................................................................................1
CAPÍTULO 1 - REFERENCIAL TEÒRICO ................................................................... 4
1.1 Fatores que controlam a formação das rochas calcárias: condições climáticas,
condições tectônicas e proveniência sedimentar..............................................................4
1.2 Calcarenito: classificação, definição e composição mineralógica........................6
1.3 Mecânica das Rochas............................................................................................7
1.3.1 Tensão...............................................................................................................7
1.3.2 Estado Tridimensional de Tensão...................................................................10
1.3.3 Tensões Principais..........................................................................................11
1.3.4 Deformação.....................................................................................................12
1.3.5 Teoria da Elasticidade Linear..........................................................................14
1.3.6 Relação e obtenção da curva Tensão-Deformação a partir da obtenção de
ensaios uniaxiais de compressão....................................................................................15
1.3.7 Rochas Frágeis e Dúcteis...............................................................................18
1.3.8 Critério de ruptura de Mohr Coulomb..............................................................19
1.3.9 Falha da rocha.................................................................................................21
1.4 Estabilidade de Poços de Petróleo.......................................................................21
1.4.1 Tensões in situ e tensões atuantes ao redor de poço.....................................22
1.4.2 Janela operacional..........................................................................................25
xiv
1.4.3 Modos de ruptura e problemas operacionais decorrentes da instabilidade de
poços de petróleo............................................................................................................26
CAPÍTULO 2 – METODOLOGIA ....................................................................................30
CAPÍTULO 3 – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS ............................................. 38
CONSIDERAÇÕES FINAIS ................................................................................. ..........43
REFERÊNCIAS .............................................................................................................. 45
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INTRODUÇÃO
Os sistemas petrolíferos reúnem as rochas essenciais e as condições
fundamentais a acumulações de hidrocarbonetos. Dentre as rochas reservatórios mais
importantes estão às formações carbonáticas. Estas rochas resultam do processo
diagenético, por meio do processo denominado de precipitação química de carbonato
de cálcio e/ou magnésio, quando de origem química ou por acumulações de carapaças
de organismos, geralmente em ambientes marinhos, quando de origem orgânica
compondo 14% do total das rochas sedimentares presentes na crosta terrestre (PRESS
et al., 2007).
As rochas carbonáticas reagem ao soterramento de maneiras diferentes a
depender do ambiente de sedimentação. Por exemplo, em determinados ambientes de
sedimentação, o material terrígeno tem um efeito inibidor na produção de carbonato.
Logo, devido à sua origem, é previsível que seu comportamento, durante a sua
perfuração, seja uma operação complexa e onerosa, devido a sua relação estrutural e o
seu processo de compactação, em função de vários fatores que incluem a mineralogia,
textura, processo de cimentação, ambiente deposicional, regime tectônico, temperatura
e pressão (ROCHA & AZEVEDO, 2009).
Deste modo, as rochas carbonáticas podem apresentar instabilidades
associadas à sua gênese, como por exemplo, o alto grau de dureza e/ou altos índices
de resistência. Segundo Kenitiro (1980), sua elevada dureza se dá em função de suas
fortes ligações químicas
Neste contexto, considerando os vários fatores acima citados, as rochas
carbonáticas apresentam grandes problemas relacionados à perfuração de um poço de
petróleo.
Durante a perfuração de um poço de petróleo são retirados fragmentos de
rochas que promoviam condições de equilíbrio nas formações, sendo substituídos pelo
fluido de perfuração, que tem como principal função restabelecer o estado de equilíbrio
original daquele sistema. Contudo, o fluido de perfuração não possui as mesmas
condições reológicas dos fragmentos retirados, e deste modo, alterações relacionadas
2
ao estado de tensões in situ devem ser consideradas e estabilizadas por meio de
modificações do peso de fluido utilizado. Deste modo, problemas de instabilidade
envolvendo parâmetros hidráulicos (vazão, pressão, fluxo ou tipo de escoamento do
fluido de perfuração) e mecânicos (limites de resistência das rochas) podem ocorrer
caso o fluido de perfuração, por meio de pressão hidrostática, não mantenha as
paredes do poço estabilizadas física e quimicamente.
Os problemas operacionais decorrentes desta alteração, tais como
desmoronamento total e parcial das paredes do poço com possível aprisionamento da
coluna, ampliação no diâmetro do poço ou mesmo redução, perda de circulação total,
prisão da coluna por diferencial de pressão são alguns dos principais gargalos
operacionais, e refletem diretamente no custo final do projeto de poços de petróleo,
especialmente em sistemas carbonáticos/evaporíticos.
As rochas de origem química e/ou orgânica estão adquirindo importante papel
no contexto de exploração e produção de petróleo, considerando a maturidade
exploratória dos reservatórios mais rasos e a necessidade da explotação de
reservatórios mais profundos, uma vez que as rochas siliciclásticas apresentam perda
suas propriedades de reservatório (permoporosidade) a altas profundidades, em função
da compactação mecânica. Já os reservatórios carbonáticos mantêm as referidas
propriedades efetivamente constantes nessas mesmas condições (ALVES, et al.,
2007).
As rochas carbonáticas, se comparadas às rochas siliciclásticas, apresentam
diferenças consideráveis de comportamento quando submetidas à um estado de
tensões in situ, essencialmente no que se refere aos modos de falha (AZEVEDO,
2011).
Neste contexto, o entendimento dos mecanismos que geram instabilidades no
poço é de fundamental importância para minimizar os custos de desenvolvimento de um
campo de petróleo, uma vez que 10 a 15% do tempo de perfuração de um poço estão
relacionados à estabilidade. (VILLARROEL et al., 2009). Assim, há a necessidade de
reduzir custos na perfuração de poços de petróleo, e em contraste, aumentar a
qualidade de dados obtidos na perfuração. (TISSER, 2004).
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A perfuração de um poço de petróleo pode provocar falha nas rochas que
constituem suas paredes em virtude da não equalização das tensões poço-formação a
qual deve ser provida pelo fluido de perfuração. Se essa equalização das tensões poço-
formação não for obtida dentro de um padrão real de estabilidade para a perfuração,
ocorrerá um grande diferencial de tensões e assim, a ruptura das rochas que compõem
a parede do poço poderá ocorrer. Esse diferencial de tensão pode ser observado pelo
surgimento e propagação de microfissuras que provocam variações das propriedades
da rocha e, portanto, podem levar a macrofissuras e à fratura da mesma (ARAÚJO, et
al., 2002).
São comuns, em uma operação de perfuração, dois modos de ruptura ou falha
que podem ocorrer nas paredes do poço: falha por cisalhamento (decorrentes de
esforços compressivos) e falha por tração (decorrentes de esforços distensivos). São os
problemas relacionados a esses modos de ruptura que deixam a operação dispendiosa
(ROCHA & AZEVEDO, 2009).
No entanto, ainda é escasso o conhecimento sobre o comportamento
elastoplástico dessas rochas durante a perfuração, dificultando assim sua
caracterização e previsão, com conseqüente dificuldade de modelagem e simulação
(ALVES, et al., 2007).
Deste modo, se torna indispensável realizar ensaios em laboratório com
amostras de rochas carbonáticas com o objetivo de permitir melhor representação do
comportamento elastoplástico desta rocha durante a perfuração, e assim, fornecer
dados para caracterizar de forma ótima a superfície de escoamento, no caso, o critério
de ruptura Mohr Coulomb, sendo este o mais utilizado na indústria petrolífera. A partir
da obtenção destes dados, é possível calibrar um modelo numérico possibilitando
melhor representação do problema real para próximos poços a serem perfurados
(GUEVARA, 2006).
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CAPÍTULO 1
REFERENCIAL TEÓRICO
Este item trata da fundamentação teórica das rochas carbonáticas
(calcarenitos), mecânica das rochas e estabilidade de poços de petróleo,
imprescindíveis para o entendimento deste projeto de pesquisa.
1.1 Fatores que controlam a formação das rochas cal cárias: condições
climáticas, tectônicas e proveniência sedimentar.
As rochas carbonáticas são formadas por minerais de origem aloquímica e
autóctone (oriundos de atividades vitais formados dentro da bacia de deposição e que
sofreram pouco ou nenhum transporte dentro da mesma bacia), em que os sulfatos,
fosfatos, nitratos e sais halóides podem ser formadores destes minerais,
essencialmente de origem carbonática (TEIXEIRA et al., 2000).
É possível encontrar intercalações entre áreas de sedimentação com
predominação carbonática e terrígena. Esta sobreposição se dá em função dos
intervalos na história do tempo geológico, uma vez que determinadas camadas de
rochas carbonáticas foram formadas em determinados intervalos de tempo geológico.
Ainda há a existência de domínios exclusivamente terrígenos ou carbonáticos. As áreas
de deposição exclusivamente terrígenas concentram-se, na maior parte, sob uma
profundidade de aproximadamente 2.000m, ao contrário das áreas de deposição
exclusivamente carbonáticas, que se concentram geralmente sob a profundidade de
4.000m (TEIXEIRA et al., 2000).
As rochas carbonáticas, quando de origem química, são formadas pela
precipitação química de íons oriundos da dissolução de minerais instáveis na água
durante a sua trajetória sedimentar. Deste modo, os grãos terrígenos mais estáveis são
acompanhados por íons desde a área fonte até a bacia de sedimentação. Assim, para
que a formação de rochas carbonáticas de origem química seja possível, a relação
íons/terrígenos deve ser elevada, pois os íons são essenciais na formação das rochas
calcárias já que são os principais formadores de depósitos carbonáticos. Além do mais,
5
o aporte terrígeno dificulta a formação de rochas calcárias por diluir a importância da
sedimentação química e biogência e por turvar a água, trazendo empecilho à
fotossíntese de algas e bactérias (TEIXEIRA et al., 2000).
Quando de origem orgânica, essas rochas são formadas por meio de
sedimentos bioquímicos, cuja sua constituição é formada a partir de minerais não-
dissolvidos, sendo produto do acúmulo de restos e carapaças de animais aquáticos
(PRESS et al., 2007).
Outro fator que tem grande interferência na formação das rochas calcárias é o
clima. Há dificuldade de formação destas rochas se o clima for quente e úmido, pois
sob estas condições, o intemperismo químico é intenso, o que coopera para a liberação
e redistribuição de íons. Por outro lado, levando-se em conta que o a escassez de
chuva favorece a concentração de íons com sua posterior precipitação e a temperatura
aumenta a insolubilidade do bicarbonato, o clima quente e seco é ideal para a gênese
de rochas calcárias.
No caso em que a tectônica encontra-se inativa, propiciando a formação de
relevo suave, o transporte sedimentar resulta lento e prolongado. A razão
intemperismo/erosão e o tempo de contato, nessas condições, são geralmente altos o
que propicia a dissolução total ou parcial dos minerais instáveis, sendo relevante para a
formação de cargas de íons e assim de sedimentos autóctones, necessários para
formação de rochas calcárias.
No que se refere à disponibilidade de minerais instáveis e solúveis, estes
minerais são os próprios carbonatos presentes em rochas ígneas, metamórficas ou
mesmo sedimentares. Não obstante, em se tratando dos minerais, a formação da rocha
calcária é possibilitada a partir de cristais de carbonato de cálcio (expresso na rocha em
minerais calcíticos), esqueletos de animais e outras fontes de cálcio (AMUI, 2010).
A diagênese é o processo físico e químico que transforma sedimentos em
rochas sedimentar, é caracterizado pelos seguintes processos, a saber: compactação
(mecânica e/ou química), dissolução, cimentação e recristalização diagenética. Porém,
os processos de compactação química (ou dissolução sob pressão) e cimentação são
os fenômenos de maior expressão na litificação da rocha carbonática dada a facilidade
de haver a dissolução e reprecipitação do carbonato (TEIXEIRA et al., 2000).
6
Portanto, que fatores como o clima quente e seco, baixo aporte terrígeno,
relevo pouco acidentado e proveniência sedimentar apropriada são imprescindíveis
para a formação de rochas calcárias.
1.2 Calcarenito: classificação, definição e composi ção mineralógica.
Para que uma rocha seja classificada composicionalmente como carbonática,
deve conter em sua composição um percentual mínimo de 50% de grãos carbonáticos.
Em rocha calcarenítica, a porcentagem varia de limites mínimos e máximos,
respectivamente, de 10% a 50% de particulas arenáceas, classificada no diagrama da
figura 3.1 como calcário impuro (TEIXEIRA et al., 2000).
O calcarenito pode ser definido como sendo um calcário clástico de granulação
predominantemente arenosa (2 mm a 0,062mm) composto por partículas calcíticas.
Portanto, o calcarenito é um arenito carbonático produzido por precipitação
química com conseqüente retrabalhamento no interior da bacia ou resultante da erosão
de calcários mais antigos situados fora da bacia de deposição (ROCHA & AZEVEDO,
2009).
Os calcarenitos, além de possuírem comumente o mineral calcítico (CaCO3),
possuem depósito terrígeno arenáceo igual ou superior a 10%. Estes depósitos
terrígenos representam impurezas mineralógicas, encontradas na composição do
calcarenito. Tais impurezas são concomitantes à deposição do CaCO3 ou podem se
incorporar na rocha após a deposição. Os argilominerais (caulinita, ilita, clorita, smectita
e outros micáceos), assim como a sílica (presente na rocha como fragmentos de
quartzo) são as principais impurezas encontradas nos calcarenitos e podem estar
distribuídas por toda a rocha (ALMEIDA & SAMPAIO, 2005).
7
Figura 1.1 – Diagrama triangular para a classificação composicional das rochas carbonáticas (TEIXEIRA
et al., 2000).
1.3 Mecânica das Rochas
As tensões aplicadas num material rochoso e as deformações ocasionadas pela
aplicação da tensão e suas relações são estudadas pela Mecânica das Rochas. Um
corpo rochoso apresenta comportamento diferenciado em relação à deformação a
depender da carga a qual o corpo está sendo submetido, das propriedades mecânicas
da rocha; e a relação entre essas dependência pode levar o corpo à sua ruptura. Com o
conhecimento acerca da Mecânica das Rochas, é possível definir os limites de
resistência da rocha, sendo de vital importância para a previsão do comportamento
elastoplástico da rocha por meio de um critério de ruptura.
Quando a operação de perfuração é iniciada, as tensões originais existentes em
subsuperfície são alteradas, trazendo a possibilidade de instabilidades no poço, como o
desmoronamento parcial ou total de suas paredes.
1.3.1 Tensão
Quando um corpo é submetido à aplicação de uma tensão, forças internas são
induzidas para tentar restabelecer o estado de tensão original. A aplicação de uma
tensão sobre um corpo pode alterar seu comportamento em função da indução das
forças internas. Portanto, a tensão pode ser definida como a relação de um valor da
força F sobre uma área A, entendida como tensão média:
8
A
F=σ (1.1)
Já a tensão local, função de um elemento de força dF por um elemento de área
dA, pode ser definida de acordo com a equação (1.2):
dA
dF=σ (1.2)
A tensão média ou a tensão local não atuam exatamente de forma
perpendicular ou tangencial à área que atuam, conforme mostra a figura 1.2. Portanto,
uma tensão pode ser decomposta em componentes de tensão normal ou cisalhante
distribuídas sobre a área:
σ = tensão normal, perpendicular ao plano que atua.
τ = tensão cisalhante, tangencial ao plano que atua.
Figura 1.2 - Componentes de tensão normal e tangencial (ROCHA & AZEVEDO, 2009).
Neste caso, conforme a figura 1.3., assume-se que um corpo sólido está sujeito
a dois tipos de tensão: normal e cisalhante. É importante ressalvar que as tensões
normais podem ser subdivididas em:
•Tensão normal de compressão, considerada positiva.
•Tensão normal de tração, considerada negativa.
Figura 1.3 - (A) Corpo sob tensão normal de compressão (positiva), (B) Corpo sob tensão normal de
tração (negativa) e (C) corpo sob tensão cisalhante (ROCHA & AZEVEDO, 2009).
9
No que se refere à magnitude da tensão, o valor da força, o valor da área e a
orientação do plano serão importantes para a definição da magnitude da força.
Conforme se observa na figura 3.4., as tensões σ e 1σ são iguais, pois
possuem a mesma força atuando sobre a mesma área. No entanto, a tensão 2σ
possui maior magnitude se comparada às outras, pois atua sobre uma área menor. Isto
quer dizer que o mesmo valor de força atuante nos dois primeiros planos de σ e 1σ ,
respectivamente, é a mesma que atua no terceiro plano, o de 2σ , sendo, portanto, a
área menor e concentrando maior tensão. Nota-se então que 2σ > 1σ , pois A2 <A1.
No que concerne à orientação do plano, no entorno de um ponto P passam
infinitos planos. Como um elemento de força dF é decomposto em tensão normal e
cisalhante à área que atua, tem-se que para cada plano que passa pelo ponto P há
uma combinação de tensão normal e cisalhante. No entanto, considerando os planos a
e b da figura 1.4., que representam dois planos que passam pelo ponto P, há uma
combinação de tensão normal e tangencial diferente para cada plano a depender da
orientação deste, configurando magnitudes de tensões diferentes.
Figura 1.4 - Tensões internas e seção de corte (ROCHA & AZEVEDO, 2009)
10
1.3.2 Estado tridimensional de tensão
Segundo Rocha & Azevedo (2009), para se ter uma descrição completa do
estado de tensão em um ponto, é necessário identificar as tensões relacionadas à três
planos ortogonais entre si.
A figura 1.5 mostra que existem nove tensões atuando no corpo sólido. No
caso, uma tensão normal e duas cisalhantes são distribuídas em cada ponto de cada
plano dos eixos x, y e z, contabilizando nove tensões. Cada ponto, então, está
submetido às componentes, que são funções de dF.
Figura 1.5 - Estado tridimensional de tensão (AZEVEDO, 2011).
Segundo a convenção de sinais utilizada na Mecânica das Rochas, as
componentes de tensão podem ser classificadas da seguinte maneira: as componentes
que possuem seus vetores saindo da direção positiva das coordenadas são
consideradas tensões normais de compressão. Já as componentes que possuem seus
vetores saindo na direção negativa das coordenadas são consideradas tensões
normais de tração. A figura 1.5 trata de componentes de tensão de tração, pois os
sinais estão saindo da direção negativa das coordenadas.
A equação 1.3 retrata o tensor de tensões, que é útil na caracterização do
estado tridimensional de tensões em um determinado ponto. O primeiro subscrito
refere-se ao plano que a componente atua e o segundo subscrito refere-se à direção
que a componente atua.
11
(1.3)
1.3.3 Tensões Principais
No caso de existir um sistema de coordenadas particular em que três planos
são ortogonais entre si e que atuam somente as tensões normais com as tensões
cisalhantes nulas, as tensões normais são consideradas tensões principais, onde atuam
em planos principais. Conforme pode ser observado na figura 1.6., entre as tensões
normais, há a maior tensão atuante no elemento (σ 1), a menor tensão atuante no
elemento (σ 3) e ainda uma terceira força intermediária e ortogonal à estas (σ 2), se
τ xy= τ xz=τ yx=τ yz=τ zx=τ zy= 0.
Figura 1.6 - Tensões principais atuando em um elemento de rocha (ROCHA & AZEVEDO, 2009).
Neste contexto, quando todas as tensões normais são iguais, diz-se que o
corpo sólido está sob um estado de tensão hidrostático, onde há variação no volume do
corpo sólido. Por outro lado, a parcela desviadora de tensão provoca mudanças no
formato do corpo, em virtude da sua atividade distorciva atuante. Assim, as tensões
normais (compressão ou tração) trazem configurações alteradas no volume do corpo e
as tensões cisalhantes (distorção) trazem mudança no formato do corpo. Vale lembrar
que nos planos onde a tensão cisalhante é máxima, geralmente atua tensão normal,
sendo esta igual à tensão média σ méd. Portanto, nos planos principais as tensões
cisalhantes são nulas, porém, nos planos de cisalhamento máximo, as tensões normais
12
médias atuam. Pode-se concluir que o estado de tensão total atuante no corpo pode ser
dividido em duas parcelas: uma hidrostática (para tensões normais iguais) e uma
desviadora. Nota-se a subtração da σ méd da parcela desviadora, de modo que
interesse apenas o valor efetivo das tensões cisalhantes nos planos onde a tensão
cisalhante é máxima. A equação 1.4 representa o estado de tensão total:
(1.4)
1.3.4 Deformação
Um corpo rochoso é dito deformado quando, após a aplicação de uma tensão, o
mesmo passa de uma configuração original para uma nova configuração, que por sua
vez, é deformada. Há uma mudança nos pontos do corpo em função da aplicação da
tensão e sua magnitude, associado às propriedades mecânicas da rocha.
As deformações de um sólido trazem mudanças no formato do corpo, o qual
pode ser alongado (tração), comprimido (compressão) ou sofrer distorções
(cisalhamento). A figura 1.7 representa um corpo deformado sob tensão de tração.
Observa-se o alongamento do corpo e o comprimento que antes era de dx passando a
ter uma configuração deformada u(x + dx).
Figura 1.7 - Corpo sob tensão de tração (ROCHA & AZEVEDO, 2009).
13
Quando submetido à tensão compressiva, o corpo comprimido apresenta
deformações axiais e radiais (laterais), conforme se pode observar na figura 1.8, onde o
comprimento (axial) inicial L passa a ter uma nova configuração deformada subtraindo
∆ L, assim como uma nova configuração deformada lateralmente (radial) ∆ a D/2.
Figura 1.8 – Corpo sob tensão de compressão (AZEVEDO & MARQUES, 2006).
Levando-se em conta que um corpo possui determinado comprimento e
diâmetro, após a aplicação de determinada tensão normal de compressão, as
deformações axiais )( xε e radiais )( yε , podem ser calculadas pela equação 1.5.:
=ε comprimento final – comprimento inicial-
comprimento final (1.5)
14
Ainda há a representação de um corpo sob tensão cisalhante (figura 1.9). Nota-
se a perda de ortogonalidade entre os eixos AB1 e AB3, o que caracteriza este tipo de
deformação, já que é responsável pela mudança de formato do corpo.
Figura 1.9 – Corpo sob tensão de cisalhamento (ROCHA & AZEVEDO, 2009).
1.3.5 Teoria da Elasticidade Linear
Para ensaios uniaxiais, são importantes duas propriedades mecânicas das
rochas:
•Lei de Hooke: Um material que apresenta um comportamento linear-elástico,
ou seja, uma relação linear entre tensão e deformação, apresenta o módulo de Young
(E), visto pela equação 1.6. O módulo de Young representa a rigidez do material,
configurando uma resistência à deformação.
E= εσ
∆∆
(1.6)
•Coeficiente de Poisson: Em amostras de rochas cilíndricas, a deformação radial
é função da deformação axial, a qual reduz seu comprimento e aumenta seu diâmetro.
A relação entre essas duas deformações é dada pelo coeficiente de Poisson:
15
(1.7)
O coeficiente de Poisson mede a expansão lateral relativa a uma concentração
longitudinal, quantificando o quanto uma tensão aplicada em uma direção é sentida da
direção ortogonal a esta (ROCHA & AZEVEDO, 2009). Este dado é adimensional e
geralmente, as rochas apresentam valores entre 0,4 e 0,15.
1.3.6 Relação e obtenção da curva Tensão – Deformaç ão a partir de ensaios
uniaxiais de compressão
O comportamento quanto à deformação de um corpo é função da magnitude
das tensões e do tipo de rocha. Portanto, é necessário analisar uma relação tensão -
deformação para caracterizar o comportamento de um corpo rochoso face à aplicação
da tensão.
Quando um corpo está submetido à uma tensão e volta ao seu estado original
após a tensão ser retirada, diz-se que ocorreram deformações elásticas no corpo.
Porém, se o corpo apresentar deformações permanentes com a aplicação da tensão,
ocorreu deformações plásticas.
Ensaios de compressão em laboratório executados em rochas são realizados
com o objetivo de quantificar seus limites de resistência o obter propriedades
mecânicas das rochas.
Dentre os tipos de ensaio de compressão em laboratório, destaca-se o ensaio
uniaxial ou simples, usado com freqüência para a determinação da resistência e
deformabilidade da rocha assim como para a obtenção propriedades mecânicas das
rochas tais como o módulo de Young e coeficiente de Poisson (subitem 3.2.5)
(AZEVEDO E MARQUES, 2006). Este ensaio compreende três tensões aplicadas ao
corpo de prova: uma vertical (tensão axial) e duas horizontais (tensões confinantes). As
tensões confinantes são nulas, variando apenas o incremento da tensão axial,
justificando o nome uniaxial.
O produto obtido a partir deste teste é a curva tensão - deformação, onde são
plotadas as tensões axiais no eixo x e as deformações axiais no eixo y.
16
A curva tensão-deformação pode ser dividida em duas regiões, conforme pode
ser observado na figura 1.10:
•Região Elástica : onde não há deformações permanentes na rocha, ou seja, as
deformações são recuperadas e a amostra volta ao estado inicial. Esta região pode ser
dividida em:
•Região Linear Elástica : A curva apresenta linearidade, ou seja, a tensão
axial e a deformação axial são diretamente proporcionais. Esta região
compreende o ponto de origem 0 ao A.
•Região Não Linear Elástica : Nesta região não há linearidade na entre a
tensão axial e a deformação axial. Esta região compreende o ponto A ao B.
•Região Plástica : Esta região compreende o surgimento de deformações
permanentes, ou seja, há o início do surgimento de deformações plásticas e o corpo
não volta à configuração original se retirada a tensão. Esta região pode ser dividida em:
•Região Dúctil : Nesta região as deformações são parcialmente
irreversíveis. Mesmo com o aumento de deformação a amostra não perde a
habilidade de suportar carga. Esta região compreende o ponto B ao C.
•Região Frágil : Nesta zona, a amostra perde a capacidade de suportar a
carga com o aumento da deformação, podendo chegar à ruptura total da
amostra. Esta região compreende o ponto C ao D.
Figura 1.10 – Curva tensão – deformação (ROCHA & AZEVEDO, 2009).
17
Alguns pontos relevantes da figura 1.10 podem ser explicados:
Ponto A σ p (Limite de Proporcionalidade): Representa o ponto onde há o limite
de proporcionalidade linear entre tensão e deformação axial desde o ponto 0 ao ponto
A na região linear elástica. A amostra absorve a energia da carga sem haver
deformações permanentes, havendo apenas registros de deformações elásticas, sendo
estas recuperáveis no caso da tensão ser retirada, trazendo à configuração original do
corpo.
Ponto B σ e (Limite Elástico): Este ponto representa o limite máximo de tensão
registrada sem que haja o surgimento de deformações permanentes. Compreende o
último valor de tensão na região não linear elástica. Ocorre a primeira perda de
linearidade da curva tensão-deformação, ainda que não ocorram deformações
permanentes.
Ponto C0 (Resistência à Compressão Simples): Depois de ultrapassado o valor
de tensão do ponto B, há o início do aparecimento das deformações plásticas ou
permanentes, onde a curva passa para a região dúctil. O ponto C0 (último valor de
tensão da região dúctil) pode ser definido como o máximo valor registrado de tensão
(tensão máxima) da curva tensão – deformação. Representa a resistência da amostra à
compressão, ou seja, a carga máxima que o corpo suporta com o concomitante
aumento das deformações plásticas. Observa-se o surgimento de microfissuras
interligadas. O valor C0 é utilizado na definição do critério de ruptura.
Ponto D σ r (Tensão Residual): Uma vez excedido o valor de C0, a amostra
perde a habilidade de suportar carga com o aumento da deformação plástica. O ponto
D é definido como a tensão mínima registrada na curva tensão – deformação imposta à
amostra antes da sua ruptura. Neste ponto há interligação de microfissuras
semicontínuas na amostra, causando o aparecimento de macrofissuras contínuas com
grande probabilidade de haver ruptura total da amostra.
18
1.3.7 Rochas Frágeis e Dúcteis
Levando em consideração a curva tensão-deformação, o comportamento da
amostra é variável a depender do seu tipo. Assim, diferentes rochas apresentam
distintos limites de resistência. Isto está intrinsecamente relacionado ao processo
diagenético que dá origem à rocha e à sua composição mineralógica.
Rochas frágeis apresentam ruptura catastrófica quando o limite de resistência é
atingido. Ou seja, com o aumento da deformação perdem a capacidade de suportar
carga rapidamente quando o valor de resistência à compressão simples é ultrapassado.
Rochas consideradas frágeis exibem pouca deformação plástica ou permanente antes
da ruptura. Calcários, arenitos cimentados e granitos são rochas consideradas frágeis.
Já as rochas dúcteis apresentam substancial deformação plástica antes da sua
ruptura. Mesmo com o aumento da deformação não perdem catastroficamente a
habilidade de suportar carga. Arenitos não cimentados, margas e folhelhos são rochas
consideradas dúcteis.
Figura 1.11 – Curva tensão-deformação de rochas frágeis e rochas dúcteis (ROCHA & AZEVEDO, 2009).
Considerando a deformação plástica da curva da figura 1.11, as rochas ditas
frágeis apresentam maior região elástica se comparadas às dúcteis. Observa-se que o
valor de tensão máxima nas rochas frágeis é maior, haja vista certa linearidade da
curva com declínio agudo, representando pouca deformação exibida e catastrófica
ruptura. As rochas dúcteis, em geral, apresentam uma curva tensão-deformação mais
19
obtusa, sendo o valor da deformação axial usualmente maior que o valor apresentado
na curva tensão – deformação das rochas frágeis.
A inclinação das curvas reflete como a amostra se rompe, uma vez que rochas
frágeis apresentam pouca deformação plástica e ruptura catastrófica. Rochas dúcteis
apresentam maior deformação plástica e sua ruptura se dá de forma menos rápida.
1.3.8 Critério de Ruptura de Mohr Coulomb
De acordo com Azevedo & Marques (2006), os critérios de ruptura são relações
entre as tensões correspondentes ao estado de ruptura de determinado material. No
caso das rochas, é comum associar o estado de tensão para qual acontecerá a ruptura
da rocha correspondentemente à curva tensão-deformação. Como este Projeto de
Pesquisa visa o estudo do comportamento de rochas a partir da obtenção de resultados
de tensões compressivas, somente será explicitado o critério para tensões de
compressão.
Entre vários outros critérios utilizados na indústria petrolífera, o critério de
ruptura de Mohr Coulomb é o mais conservador entre eles (figura 1.12), uma vez que
não considera a tensão principal intermediária σ 2 e consiste em uma envoltória de
ruptura linear onde os círculos representam estado de tensões críticas para qual houve
a falha da rocha. Este estado de tensões é obtido a partir de um ensaio uniaxial de
compressão, descrito anteriormente. Portanto, se o círculo de Mohr, que representa um
estado de tensões crítico atuante na rocha, atingir a envoltória de ruptura linear, haverá
a ruptura da rocha por cisalhamento, decorrente de esforços de compressão. Na figura
1.12, S0 representa a interceptação do eixo y com a envoltória linear de ruptura;
φ representa o ângulo de incremento da envoltória de ruptura.
20
Figura 1.12 – Critério de Ruptura de Mohr Coulomb (ROCHA & AZEVEDO, 2009).
Segundo Rocha & Azevedo (2009), o critério de ruptura representa o estado de
tensão atuante em qualquer plano que passa por um ponto, representando
graficamente as tensões principais máximas e mínimas, permitindo que se projete uma
terceira tensão, a tensão cisalhante máxima. De forma que quanto maior o diferencial
de tensão entre a tensão principal máxima σ 1 e tensão principal mínima σ 3, maior
será o incremento da tensão cisalhante máxima, grande responsável por esforços de
distorção, os quais promovem a ruptura da rocha por cisalhamento.
Vale ressaltar que o principal fator responsável pela ruptura das rochas, pela
análise do referido critério, não é a magnitude das tensões, mas sim o diferencial de
magnitude das tensões. Neste contexto, o fluido de perfuração promove um equilíbrio
por meio da pressão hidrostática, evitando o aumento da magnitude das tensões
atuantes ao redor do poço, em especial da tensão tangencial e assim, diminuindo a
magnitude da tensão cisalhante. Isto será discutido com mais clareza no item 3.3
(Estabilidade de Poços de Petróleo).
Logo, conhecidas as tensões máximas e mínimas, pode-se construir de forma
simples o círculo de Mohr, e definir a tensão cisalhante máxima pela equação 3.6:
(1.6)
21
Através da equação 1.6, obtém-se que quanto maior for o diferencial de tensão
entre σ 1 eσ 3, maior será o raio do círculo sendo diretamente proporcional à tensão
cisalhante máxima.
1.3.9 Falha da rocha
Quando uma rocha está submetida à um estado de tensão, dependendo da
magnitude da tensão e do tipo da rocha, alguma falha ou até mesmo a ruptura total
poderá ocorrer. Desta forma, a falha da rocha é função da tensão aplicada e das
características da rocha.
É necessário não apenas identificar o estado de tensão atuante na rocha, mas
determinar para qual estado de tensão a rocha vai falhar. Além do mais, pode-se dizer
que houve falha na rocha simplesmente quando há apenas deformações plásticas.
Porém, a falha da rocha pode significar a ruptura total desta da parede do poço.
Conforme visto na seção anterior, a falha da rocha se dá em função da variação
de um pico máximo σ 1 a partir de tensões confinantes σ 3, a qual promove a falha da
rocha caso a resistência da rocha para tensões compressivas seja alcançado.
1.4 Estabilidade de Poços de Petróleo
As rochas cortadas pelo poço assim como o estado de tensões in situ devem
ser compreendidos sob a ótica de que as tensões atuantes ao redor do poço precisam
estar em equilíbrio com o peso do fluido de perfuração para que não haja as
instabilidades ou fraturas nas rochas. Portanto, a partir do embasamento teórico na
Mecânica das Rochas (no conhecimento acerca da medição dos limites de resistência
da rocha e no seu comportamento elastoplástico conhecido através da obtenção da
curva tensão-deformação), a identificação das tensões atuantes ao redor de poço
propiciará um melhor entendimento no que diz respeito à estabilidade do poço,
reduzindo a margem de erro quanto ao peso do fluido de perfuração a ser utilizado em
cada fase da perfuração. Não haverá estabilidade mecânica no poço caso não se tenha
dados oriundos da Mecânica das Rochas.
22
1.4.1 Tensões in situ e tensões atuantes ao redor do poço
Segundo VILLELA (2010), o desenvolvimento de um projeto de um poço de
petróleo em determinada área requer estudo geomecânico das formações e tem como
uma de suas etapas a estimativa das três tensões atuantes na área.
As tensões in situ atuam em determinado elemento de rocha, sendo uma
tensão vertical (σ v) e duas horizontais (com acréscimo da pressão de poros), que
podem ou não ser iguais. No caso de não serem iguais, tem-se σ h (tensão horizontal
mínima) e σ H (tensão horizontal máxima).
Considerando a figura 1.13, um sistema de coordenadas no qual o eixo z
coincide com a direção vertical, as tensões σ v, σ h e σ H são as tensões principais
atuantes no elemento de rocha (AZEVEDO, 2011).
Figura1.13 – Estado de tensão in situ em um elemento de rocha (ROCHA & AZEVEDO, 2009).
Cada camada sobrejacente ao referido objetivo possui densidade diferente e
implicará numa tensão de sobrecarga atuando como uma tensão vertical. Levando-se
em consideração que há tendência das rochas se deformarem lateralmente, surgem
então duas outras tensões horizontais para dar estabilidade à área. As tensões
horizontais são induzidas como resultado do carregamento vertical.
A magnitude da tensão σ v (tensão vertical) pode ser facilmente medida caso
haja o conhecimento da densidade das formações, uma vez que a profundidade e a
constante gravitacional são parâmetros conhecidos e precisos para a determinação de
σ v. As tensões σ h (tensão horizontal mínima) e σ H (tensão horizontal máxima) são
23
medidas por testes de pressão executados in situ. As direções das tensões in situ
podem ser identificadas por perfis acústicos, cáliper e outros (AZEVEDO, 2011).
Contudo, é tendencioso que a tensão vertical seja, comumente, a tensão
principal máxima (σ 1) atuante na formação. Porém, a tensão horizontal pode ser a
máxima tensão atuante na formação, caso haja atividade tectônica, movimentação de
sal (domos salinos) e aumento de temperatura. Em casos onde é registrada a tensão
horizontal máxima (σ H) como a tensão principal máxima, a perfuração de um poço
horizontal ou direcional é fundamental, visto que a concentração de tensões na parede
do poço será menor, evitando problemas relacionados à ruptura (ROCHA & AZEVEDO,
2009).
Em virtude da perfuração, há a alteração do estado de tensões in situ nas
rochas devido à remoção do material rochoso que promovia suporte e as condições de
equilíbrio na área alterada pela escavação. Para tentar recompensar o estado anterior à
perfuração, o material removido é substituído pelo fluido de perfuração até que a
parede do poço seja revestida (GUEVARA, 2006). Porém, como o fluido de perfuração
não comporta as mesmas características reológicas da rocha original, há alterações nas
tensões atuantes ao redor do poço que vão até alguns diâmetros de distância do eixo
central do poço até haver estabilização novamente, com probabilidades reais de
problemas decorrentes desta alteração. Deste modo, segundo Palha (2010), as tensões
ao redor do poço são partes integrantes das tensões in situ. Grandes concentrações de
tensões atuantes ao redor de poço podem levar à ruptura da rocha (ROCHA &
AZEVEDO, 2009). Portanto, as tensões geradas ao redor do poço são funções da
pressão hidrostática do fluido de perfuração. Basicamente, uma análise de estabilidade
de poço consiste em determinar a pressão a ser utilizada durante a perfuração com o
objetivo de evitar ruptura nas rochas (VILARROEL et al, 2009).
O sistema cilíndrico melhor representa as tensões atuantes ao redor do poço,
conforme figura 3.14. As tensões atuantes ao redor do poço são divididas em:
•tensão axial (σ a): é função da tensão de sobrecarga e atua paralela ao eixo do
poço.
•tensão tangencial (σ θ): função das tensões horizontais e atua tangencialmente
ao eixo do poço.
24
•tensão radial (σ r): é igual à pressão hidrostática do fluido de perfuração
atuando nas paredes do poço de forma interna. Exerce a mesma tensão para todas as
direções dentro do poço, de forma radial.
Figura 1.14 – Representação de um estado de tensões atuantes ao redor do poço em coordenadas
cilíndricas (ROCHA & AZEVEDO, 2009).
As tensões ao redor do poço compõem o chamado estado triaxial de tensão ao
longo da parede do poço. A magnitude destas tensões é variável em função de vários
fatores, como: Alinhamento do poço em relação às tensões in situ e a magnitude
destas; Comportamento das rochas e geometria do poço.
Analisando a figura 1.15, percebe-se ainda que o maior diferencial de tensão
ocorre na parede do poço. Comumente, assume-se a tensão tangencial como principal
máxima (σ 1) e tensão radial como principal mínima (σ 3). A tensão axial, por ser
intermediária (σ 2) às outras duas é considerada nula e não é admitida no critério de
ruptura de Mohr Coulomb. A depender da profundidade de alguns poços verticais, a
tensão axial pode ser a principal menor σ 3.
25
Figura 1.15 – Variação da magnitude das tensões ao redor do poço (ROCHA & AZEVEDO, 2009).
1.4.2 Janela Operacional
A janela operacional, item indispensável num projeto de poços de petróleo, é o
principal parâmetro a ser usado na estabilidade de um poço durante a sua perfuração.
É a partir da obtenção da janela operacional que se tem o intervalo (entre um limite
inferior e superior) permitido para a variação da massa específica e consequentemente
o peso do fluido de perfuração com o principal objetivo de obter uma perfuração estável
e segura com a redução de problemas operacionais.
O limite inferior da janela operacional é representado pelo maior valor da curva
do gradiente de pressão de poros e gradiente de colapso. Já o limite superior é
representado pela curva do gradiente de fratura. Deste modo, a massa específica deve
ser condicionada a promover uma pressão hidrostática de modo a atender cada fase
neste intervalo para que a perfuração ocorra estabilizada.
26
Figura 1.16 – Janela operacional de um poço de petróleo (ROCHA & AZEVEDO, 2009).
Como a janela operacional trabalha principalmente o peso do fluido de
perfuração a ser utilizado na operação, algumas importantes funções e características
do fluido de perfuração são relevantes (THOMAS, 2001):
-ser estável quimicamente;
-estabilizar as paredes mecânica e quimicamente;
-manter os cascalhos suspensos quando da operação de limpeza do poço;
-ser bombeável;
-facilitar a separação dos cascalhos em superfície;
-exercer hidrostática sobre a formação de modo a evitar a fluência de fluidos
indesejáveis da formação para dentro do poço (kicks);
-resfriar a broca e lubrificar a coluna de perfuração:
-limpar o fundo do poço e;
-transportar os cascalhos à superfície.
1.4.3 Modos de ruptura e problemas operacionais dec orrentes da
instabilidade
Caso o fluido de perfuração não promova equilíbrio necessário para prosseguir
a perfuração do poço, rupturas podem ocorrer. Geralmente, os dois modos de ruptura
27
mais comuns são os colapsos e as fraturas. As fraturas são oriundas de esforços
distensivos, promovendo uma ruptura à tração da rocha, enquanto que os colapsos são
resultados de esforços compressivos, promovendo ruptura por cisalhamento na rocha.
(VILARROEL et al, 2009).
Figura 1.17 – Modos de fratura em poços de petróleo (adaptado de VILARROEL, 2009).
Portanto, segundo Rodrigues (2007), os principais problemas que levam a falha
da rocha são (figura 1.18):
Figura 1.18 – Instabilidades de um poço de petróleo (RODRIGUES, 2007).
28
a) Colapso Inferior: ocorre quando há ruptura da rocha por cisalhamento,
ocasionado por uma tensão compressiva. Este modo de ruptura ocorre devido ao baixo
peso do fluido de perfuração, promovendo uma pressão hidrostática insuficiente para
manter as paredes do poço estabilizadas, gerando uma ampliação do diâmetro do poço
por intermédio dos desmoronamentos com provável aprisionamento da coluna de
perfuração pelos cascalhos desmoronados. As rochas são consideradas impermeáveis
podendo haver influência da pressão de poros (figura 1.19).
b) Fratura Superior: ocorre fratura da rocha por tração, quando a pressão
hidrostática do fluido de perfuração estiver alta. Neste caso, há uma fratura tal na rocha
que o fluido migra por entre as fraturas, abrindo o poço e ocasionando perda de
pressão no interior do poço. A falha se dá perpendicularmente à tensão horizontal
mínima. As rochas são consideradas permeáveis (figura 1.19).
Rodrigues (apud GUENOT, 2007, p. 6), ainda ressalta dois modos de falha e
suas conseqüências. Vale lembrar que estes dois modos de falha são raros de
acontecer na parede do poço:
c) Colapso Superior: ocorre ruptura da rocha, por cisalhamento, quando se
utiliza um fluido de perfuração muito pesado. Isto é, a pressão hidrostática é muito
elevada. Este tipo de instabilidade ocorre quando o valor da massa específica
ultrapassa o valor do limite superior da janela operacional. As rochas são consideradas
permeáveis (figura 1.19).
d) Fratura Inferior: ocorre ruptura da rocha por tração, decorrente do baixo peso
do fluido de perfuração. As rochas são consideradas impermeáveis (figura 1.19).
29
Figura 1.19 – Alguns tipos de instabilidades decorrentes do modo de falha (adaptado de ROCHA &
AZEVEDO).
Ainda há outro modo de ruptura, o porocolapso, que tem sido bastante
verificado em calcários produtores de óleo e gás. À medida que há a produção dos
fluidos do reservatório, a tensão efetiva no reservatório aumenta. Se não houver
resistência da região rochosa para absorver esse aumento de tensão, ocorrerá o
colapso dos poros (ARAÚJO, 2002).
30
CAPÍTULO 2
METODOLOGIA
Para realizar este experimento foram construídos corpos de prova de rochas
calcárias, a fim de submetê-los a ensaios uniaxiais de compressão. O método de
pesquisa e o procedimento usado no Projeto são experimentais, pois o experimento foi
todo executado no laboratório da instituição. Para o levantamento da fundamentação
teórica do item 3. foram utilizados métodos de pesquisa bibliográfica.
Em relação ao experimento, foram compilados dois jogos de corpos de prova
contendo, cada um, seis corpos de prova de acordo com a tabela 2. A composição
sintética das amostras foi embasada criteriosamente na classificação das rochas
calcareníticas, explicitada no subitem 1.2.
Quanto ao ensaio realizado, vale ressaltar que a prensa hidráulica utilizada
neste ensaio (marca PAVITES, fabricada pela CONTENCO), cuja capacidade de carga
é de até 100 toneladas, apresenta limitações e não mede as deformações
simultaneamente à aplicação da tensão durante o ensaio, além de não registrar a
tensão residual, em virtude de registrar apenas o pico máximo da curva. Logo, para
simular o comportamento das rochas de forma mais próxima do real, foram utilizadas
dois jogos de seis amostras para cada jogo, que representam um mesmo tipo de rocha,
e, por conseguinte, a curva tensão-deformação pode ser obtida. Portanto, a
representação deste projeto consiste em descrever o comportamento da curva tensão-
deformação (sem a identificação da tensão residual) para duas rochas simuladoras de
calcarenito de composições mineralógicas variáveis, a partir das taxas quantitativas de
depósitos sedimentares, conforme se pode observar na tabela 2.
Tabela 2.1 – Taxas quantitativas e tipos de depósitos sedimentares utilizados na composição para cada corpo de prova de cada jogo.
% Material JOGO 1- 6x amostras JOGO 2- 6x amostras Areia fina 31,25% (125g) 18,75% (75g)
Argila 18,75% (75g) 31,75% (125g)
Cimento (CaCo3) 50% (200g) 50% (200g)
Água para mistura 510 ml 510 ml
31
Em relação à tabela 2.1., taxa quantitativa de cimento é constante, onde há
variação apenas na taxa dos depósitos terrígenos. O cimento utilizado no processo de
composição dos corpos de prova, representa o carbonato de cálcio (CaCo3) , cujo
depósito carbonático é essencial para a classificação projetada no corpo de prova.
Nesta situação, há a simulação de um calcarenito depositado em um ambiente de alta
energia, característica diagenética comum para este tipo de rocha.
Acerca dos materiais utilizados para a constituição das amostras:
Argila (granulometria 0,004mm);
Areia fina (granulometria 0,062mm) e;
Cimento (CaCO3).
Dos equipamentos utilizados na preparação dos materiais sedimentares:
Peneiras com seções granulométricas entre 0,004mm a 0,062mm.
Estufa
Para a preparação do material sedimentar argiloso, foi necessário haver a
seleção granulométrica (0,004mm) dos grãos e retirar a umidade remanescente, sendo
preciso a utilização da estufa. O material foi aquecido a uma temperatura de
aproximadamente 100°C por um período de 24 horas, o nde o material supracitado foi
considerado pronto para a atividade de composição.
Figura 2.1 – Material argiloso peneirado (granulometria 0,004mm) e em seguida introduzido na
estufa para a retirada de umidade.
32
O material sedimentar arenoso passou apenas pelo processo de seleção
granulométrica (0,062mm). Já o cimento utilizado não precisou passar por
procedimento laboratorial.
Figura 2.2 – Material arenoso peneirado (granulometria 0,062mm).
Foram utilizadas peneiras (figura 2.3) com as referidas seções granulométricas
para a argila e areia, respectivamente.
Figura 2.3 – Peneiras utilizadas na seleção granulométrica (intervalo granulométrico de 0,004 a 0,062)
33
O procedimento da preparação do material sedimentar teve início e conclusão
em 29/06/2011.
No que se refere aos equipamentos utilizados para a composição dos corpos de
prova:
Balança Eletrônica (sensibilidade de 0,01);
Argamassadeira;
Fôrma para corpo de prova (10 cm de comprimento x 5 cm diâmetro) e;
Espátulas e soquetes;
Inicialmente, o material sedimentar foi pesado (em g) na balança eletrônica
(figura 2.4) levando em consideração a pesagem das seis amostras de cada jogo de
acordo com a tabela 2.1., obtendo as proporções de depósitos sedimentares a serem
usados para a composição dos jogos de corpo de prova (figura 2.5).
Figura 2.4 – Balança Eletrônica (sensibilidade 0,01)
34
Figura 2.5 –Materiais sedimentares separados após pesagem e suas respectivas fôrmas.
Após definidos os percentuais (em g) de depósitos sedimentares utilizados na
composição de cada corpo de prova (tabela 2.1 e figura 2.5), os depósitos
sedimentares (argila, areia e cimento) individuais à cada fôrma (pertencente à
composição de cada jogo de amostras) foram misturados na argamassadeira (figura
2.6) juntamente com água para dar consistência à massa.
Figura 2.6 – Argamassadeira utilizada na mistura dos depósitos sedimentares para a composição dos
corpos de prova.
35
Com a consistência adequada para ser adicionada às suas respectivas fôrmas
(figura 2.7), foram utilizados soquetes para compactar e minimizar as bolhas de ar no
interior da massa.
Figura 2.7 – Corpos de Prova pertencentes ao jogo 1 na fôrma.
Após ficarem 24 horas na fôrma, os corpos de prova foram para o processo de
cura, o qual trata submersão dos mesmos em água e cal. O processo de cura simula o
processo de litificação da rocha, visto que a amostra, quando penetrada na cura,
adquire uma dureza próxima ao de uma rocha calcarenítica. Todo o procedimento de
composição dos corpos de prova teve início em 30/06/2011 e conclusão em 1/07/2011.
As amostras ficaram na cura por 60 dias, a partir da data de composição dos corpos de
prova, e foram desenformadas para a realização do ensaio uniaxial (figura 2.8).
36
Figura 2.8 – Corpos de prova pertencentes ao Jogo 1 (fileira da frente) e Jogo 2 prontos para o ensaio
uniaxial.
Seguinte a essa etapa, os corpos de prova tiveram suas dimensões axiais (l) e
radiais (d) medidas (utilizando-se de um paquímetro) antes de serem submetidos à
Prensa Hidráulica, pois pequenas variações em relação ao recipiente (10 cm x 5 cm)
foram observadas. É importante encontrar a deformação efetiva e para tal, as medições
pré - ensaio foram essenciais.
Os corpos de prova homogêneos do jogo 1 e 2 foram submetidos aos ensaios
na ordem de tensão em que houve o alcance do limite de resistência (pico máximo
registrado pela prensa hidráulica) à tensões menores. Os corpos de prova não sofreram
ruptura total. Configura-se assim, uma composição da curva tensão-deformação (para
cada jogo) obtendo primeiramente, o valor do primeiro corpo de prova cujo limite de
resistência à compressão simples é medido. Nos outros cinco corpos de prova
restantes, o ensaio foi executado de modo que a carga atuante no corpo de prova fosse
menor que o limite de resistência alcançado anteriormente pela amostra do mesmo
jogo, já que possuem a mesma composição mineralógica e são homogêneas. Estas
menores cargas foram controladas pelo fechamento da válvula de pressão. Na figura
2.9, há melhor visualização do procedimento executivo do ensaio, onde a carga é
aplicada axialmente, com tensões horizontais nulas (=0).
37
Figura 2.9 – Corpo de prova na prensa hidráulica
38
CAPÍTULO 3
RESULTADOS E DISCUSSAO
Nesse capítulo serão apresentados e discutidos os resultados obtidos por meio
da metodologia proposta para o presente trabalho de pesquisa. Os resultados obtidos
são apresentados nas tabelas 3.2 e 3.3.
As dimensões das amostras antes e após os ensaios foram medidas, a fim de
se calcular a deformação axial e para a confecção da curva tensão-deformação de cada
conjunto (figura 3.1).
Figura 3.1 – Medição do diâmetro e comprimento do corpo de prova pertencente ao jogo 1 após a
aplicação da tensão.
Os valores das deformações (ε y) e o valor do coeficiente de Poisson (para a
região linear elástica) dos corpos de prova foram calculados utilizando as equações
(1.5), e (1.7), utilizando os dados obtidos após o ensaio, os quais estão apresentados
na tabela 3.1 e 3.2. Foram calculadas as densidades médias para os corpos de prova.
Para os corpos de prova do conjunto 1 e 2, os valores médios calculados foram 2,39
g/cm³ e 2,28 g/cm³, respectivamente.
39
Tabela 3.1 – Dados obtidos após o ensaio do jogo 1. Na tabela estão os valores das tensões, deformações, propriedades mecânicas elásticas e dimensões (em mm).
(conjunto 1) ∆ l e ∆ d (mm)
∆ l=1,6 ∆ d=3,3
∆ l=1,2 ∆ d=2,9
∆ l=0,8 ∆ d=2,6
∆ l=0,5 ∆ d=2,3
∆ l=0,3 ∆ d=1,8
∆ l=0,1 ∆ d=1,2 ν =0,252
Tensão (t) 5,42 t 4,73 t 4,35 t 4 t 3,24 t 2,30 t
Deformaçãoε y
1, 616 1, 212 0, 800
0, 510 0, 300 0,100
Tabela 3.2 – Dados obtidos após o ensaio do jogo 2. Na tabela estão os valores das tensões, deformações, propriedades mecânicas elásticas e dimensões (em mm).
(conjunto 2) ∆ l e ∆ d (mm)
∆ l=1,6 ∆ d=5,1
∆ l=1,2 ∆ d=4,2
∆ l=0,8 ∆ d=3,9
∆ l=0,5 ∆ d=3,1
∆ l=0,3 ∆ d=2,5
∆ l=0,4 ∆ d=1,9 ν =0,100
Tensão (t) 3,6 t 3,5 3,13 3,08 2,88 1,96
Deformaçãoε y
2,400 2,200 1,700
1,500 0, 700 0,400
Os resultados obtidos a partir do ensaio uniaxial e o produto deste podem ser
analisados nas figuras 3.2 e 3.3. Nestas, se observa as curva tensão-deformação do
primeiro e do segundo conjunto de corpos de provas. Os gráficos apresentam a relação
entre a aplicação da tensão e sua respectiva deformação. Nestas figuras é observado o
comportamento da deformação frente ao incremento da aplicação da tensão.
No conjunto 1, observa-se que até o limite de proporcionalidade da curva
tensão-deformação, seu comportamento é semelhante às observadas em experimentos
com rochas que apresentam comportamento frágil, ou seja, rochas compactadas, com
baixa porosidade e/ou bem cimentadas. Já no conjunto 2 observa-se uma curva mais
suavizada que pode representar uma rocha mais dúctil, ou seja, um comportamento
mais plástico. Tais comportamentos podem representar rochas sedimentares
carbonáticas com densidade em torno de 2,72 g/cm³.
Desta forma, visualiza-se que o conjunto de processos físicos, químicos e
biológicos aos quais esses sedimentos são submetidos pode influenciar diretamente
nos limites de resistência desta rocha.
40
É importante ressaltar nas curvas, que conforme se aumenta a intensidade da
tensão, há maior competência das amostras em absorver a energia aplicada, o que
corresponde à região linear elástica, ou seja, a aplicação da tensão. Nesta fase do
experimento não se observou deformação na amostra, o que corresponde
perfeitamente ao comportamento observado em rochas bastante resistentes, como por
exemplo, arenitos silicificados, calcáreos cimentados e rochas ígneas.
Figura 3.2 – Gráfico da Curva tensão - deformação do conjunto 1
41
Figura 3.3 – Gráfico da Curva tensão - deformação do conjunto 2.
Na seqüência do experimento observa-se que as amostras de ambos os
conjuntos atingiram seu limite de proporcionalidade (σ p) de tensão aplicada. É
importante ressaltar que a amostra resiste à aplicação da tensão sem apresentar
deformações permanentes, observando-se a proporcionalidade quanto à deformação.
Após ultrapassado o limite máximo de proporcionalidade, a amostra passa a
suportar cada vez menos energia, ou seja, com o aumento do carregamento a amostra
passa a resistir cada vez menos à tensão aplicada, passando a operar na região não
linear elástica. Deste modo, a amostra passa gradualmente para a região
dúctil, apresentando um comportamento cada vez mais plástico.
Ressalta-se ainda, que as amostras suportaram a energia aplicada em função
de sua estrutura interna. As amostras dos conjuntos resistem até uma tensão de
aproximadamente de 5,5 t e 3,6 t, onde o limite de resistência à Compressão Simples
42
(Co) é atingido, máxima tensão ou resistência da amostra, rompendo e passando a
operar na região rúptil ou frágil.
Figura 3.4 – Gráfico comparativo das Curvas tensão - deformação dos corpos 1 e 2.
Os corpos de prova do experimento 1 apresentaram maiores limites de
resistência quando comparada à rocha sintética 2. Este fato pode ser explicado, devido
à estrutura interna do corpo de prova e a composição mineralógica da mesma. Desta
forma, a quantidade de minerais siliciclásticos no corpo de prova 1 seria o possível
responsável direto pela maior resistência à compressão do corpo, considerando que
esta amostra possui conteúdo em torno de 31,25 % areia. A diferença de carga
suportada pelos corpos 1 e 2 foi de 1,82 t, considerando a composição química, este
fato pode ser mais bem explicado devido à estrutura interna e/ou processo de
construção mecânica e química da amostra.
43
CONSIDERAÇÕES FINAIS
A instabilidade mecânica em poços de petróleo está intrinsecamente
relacionada com a resistência dos materiais rochosos, e dependem da definição do
estado de tensão triaxial atuante nas paredes do poço. Deste modo, por meio destes
dados, seria definido o critério de ruptura de Mohr Coulomb, o qual estipularia o estado
de tensão crítico não suportado pelo elemento de rocha. Neste contexto, relaciona-se
os resultados dos ensaios, as amostras do conjunto 1 suportaram maior diferencial de
tensão do que as amostras do conjunto 2. Entretanto, as rochas estariam submetidas a
temperaturas e pressões diferentes das de superfície e as tensões horizontais
aumentariam a resistência da rocha.
Em se tratando dos círculos de Mohr Coulomb, a tensão principal máxima (σ 1)
e mínima (σ 3) seriam dados conhecidos, e portanto, a tensão cisalhante máxima
(τ máx) atuante nas amostras dos conjuntos 1 e 2, corresponderiam aos pontos de C0,
que podem ser facilmente conhecidas: τ máx1 = 2,71 t ; τ máx2 = 1,98 t.
Caso o peso do fluido de perfuração escolhido para estabilizar as paredes do
poço esteja igual ou acima do estimado ocorreria à ruptura por cisalhamento, assim, é
possível que haja cascalhos desmoronados com possível prisão da coluna de
perfuração por acunhamento ou prisão da broca.
Rocha & Azevedo (2009) atentam para a definição complexa dos termos ruptil e
dúctil. Para tal, deve-se observar ao comportamento da curva tensão – deformação, já
que rochas ditas frágeis apresentam maior tensão máxima e exibem pouca deformação
plástica antes da ruptura, sendo esta última catastrófica ou rápida, de forma a perder
rapidamente a propriedade de suporte à carga. Já nas rochas dúcteis é observada
maior taxa de deformação plástica antes da ruptura, com avanço de deformação mais
lenta, porém, de forma a suportar tensão. Essa definição é baseada nos ensaios
uniaxiais realizados em laboratório, portanto as tensões horizontais podem transformar
o estado frágil de uma rocha para um estado dúctil.
Neste contexto, na comparação entre as curvas, o conjunto 1 apresenta
características mais frágeis visto que o σ e (2,88 t) apresentou maior valor para uma
44
deformação menor (0,1). Já o conjunto 2 apresentou menor valor de σ e (1,96 t) para
deformação maior (0,4), e possui características ou um comportamento um pouco mais
dúcteis. No entanto, não foi possível definir claramente se as amostras submetidas aos
ensaios possuem definição frágil ou dúctil. Entretanto, neste experimento pode-se
observar uma tendência a um comportamento na região dúctil, o que contradiz com o
comportamento de rochas calcárias cimentadas, corroborando com uma estrutura
menos densa e pouco menos cimentada, podendo representar uma rocha calcarenítica
bastante fraturada. Considerando a taxa quantitativa de argila compreendida no ensaio
dos corpos de prova pertencentes ao conjunto 2, esta taxa pode ter alterado o
comportamento da amostra.
É importante ressaltar que as curvas tensão-deformação dos corpos de prova 1
e 2 não compreendem a região frágil (em função de limitações do experimento), e desta
forma a mínima tensão imposta ao corpo após sua ruptura total não pode ser
conhecida. Este valor seria importante para se obter e analisar a região frágil da
amostra e, por conseguinte, analisar o quanto de tensão a amostra iria suportar após o
atingir o limite de resistência.
45
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