[pt] FRATURAMENTO HIDRÁULICO EM RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS DE GÁS EM FOLHELHOS: SIMULAÇÃO ATRAVÉS DO MÉTODO DOS ELEMENTOS DISCRETOS

• Main Author: DALMA CAMILA CERRO ARRIETA
• Publication Date: 2018
• Format: Doctoral thesis
• Language: por
• Source: Repositório Institucional da PUC-RIO (Projeto Maxwell)
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• topic: [pt] FRATURAMENTO HIDRAULICO; [pt] FORMACOES NATURALMENTE FRATURADAS; [pt] COMPORTAMENTO HIDROMECANICO; [pt] SHALE GAS; [en] HYDRAULIC FRACTURING; [en] NATURALLY FRACTURED FORMATIONS; [en] HYDROMECHANICAL BEHAVIOR; [en] SHALE GAS

[pt] O desenvolvimento e exploração das formações shale gas a nível mundial é relativamente recente, tendo seu início nos Estados Unidos no final da década 1990. A partir dos resultados obtidos com a aplicação do procedimento de fraturamento hidráulico, como método de estimulação, o estudo e avaliação de outros prospectos shale gas em outras regiões do mundo foi estimulado. No entanto, a análise, estudo e caracterização deste tipo de reservatórios são dificultados uma vez que devem ser levados em conta múltiplos fatores relacionados a geologia, mineralogia, petrofísica, geoquímica, entre outros. O fraturamento hidráulico é um processo hidromecânico acoplado com alto grau de dificuldade especialmente em reservatórios shale gas, onde existe a presença de fraturas. Um estudo numérico é conduzido neste trabalho com o objetivo de investigar o comportamento hidromecânico de uma fratura natural durante a injeção de fluido. O software UDEC (Universal Distinct Element Code) baseado no método dos elementos discretos foi empregado no desenvolvimento da modelagem numérica. O UDEC tem a capacidade de modelar o comportamento hidromecânico de uma fratura incluindo os fenômenos de abertura/fechamento das fraturas, cisalhamento e dilatação sob condições de contato ou separação. Nesta investigação numérica foram criados modelos de reservatório com fraturas naturais aleatórias por meio de uma distribuição voronoi visando representar a complexidade da rede de fraturas naturais presentes nas formações shale gas. Os resultados do estudo numérico mostram que o comportamento hidromecânico do sistema é fortemente dependente da variação de parâmetros como tensões in situ, viscosidade do fluido de fraturamento e taxa de injeção de fluido. Portanto, estes resultados proporcionam um melhor entendimento dos mecanismos de fraturamento e resposta da pressão de um tratamento de fraturamento hidráulico em um reservatório de gás não-convencional naturalmente fraturado.