Detalhes bibliográficos
| Ano de defesa: |
2020 |
| Autor(a) principal: |
BRUNET, Matheus Nikolaos Carneiro |
| Orientador(a): |
GOMES, Igor Fernandes |
| Banca de defesa: |
Não Informado pela instituição |
| Tipo de documento: |
Dissertação
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| Tipo de acesso: |
Acesso aberto |
| Idioma: |
por |
| Instituição de defesa: |
Universidade Federal de Pernambuco
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| Programa de Pós-Graduação: |
Programa de Pos Graduacao em Engenharia Civil
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| Departamento: |
Não Informado pela instituição
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| País: |
Brasil
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| Palavras-chave em Português: |
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| Link de acesso: |
https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/41876
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Resumo: |
O fraturamento hidráulico está relacionado a várias etapas da exploração à produção de reservatórios petrolíferos convencionais e não convencionais, podendo ser empregado em testes de integridade para obtenção de dados sobre o estado de tensões em subsuperfície, na estimulação de poços para o aumento de produtividade e em operações de recuperação secundária com o objetivo de garantir as vazões de projeto em poços de baixa produtividade/injetividade. Um dos grandes desafios da indústria de petróleo é prever o comportamento de fraturas geradas durante operações que evolvem o fraturamento hidráulico, de forma a diminuir as incertezas e riscos envolvidos e aumentar a eficiência das operações. Partindo da necessidade em se aprimorar a modelagem e a previsão do comportamento do fraturamento hidráulico, três diferentes cenários sob condições de fraturamento foram modelados utilizando o método dos elementos finitos em duas dimensões com elementos especiais de interface e um modelo constitutivo baseado na mecânica do dano contínuo para modelar o início e propagação de fraturas hidráulicas. O fluxo de fluidos foi descrito pela lei de Darcy e um método totalmente acoplado foi utilizado para realizar a análise do fluxo de fluidos em meios porosos deformáveis. As análises realizadas tiveram como objetivo principal avaliar se a metodologia numérica utilizada é capaz de reproduzir o início e a propagação de fraturas hidráulicas a partir de poços verticais em reservatórios de petróleo impermeáveis e permeáveis, como ocorre nos testes de integridade e operações de estimulação, bem como em reproduzir a propagação de fraturas em condições análogas ao processo de injeção de água acima da pressão de fratura. Os resultados mostraram que a metodologia utilizada foi capaz de reproduzir o início e a propagação de fraturas nos três cenários analisados. Os resultados adicionalmente mostraram que a difusão de fluido para o reservatório tem impacto direto na pressão de fraturamento e nas dimensões das fraturas geradas. |
