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[en] AN XFEM ELEMENT TO MODEL INTERSECTIONS BETWEEN HYDRAULIC AND NATURAL FRACTURES IN POROUS ROCKS / [pt] UM ELEMENTO XFEM PARA MODELAR INTERSECÇÕES ENTRE FRATURAS HIDRÁULICAS E NATURAIS EM ROCHAS POROSASRUI FRANCISCO PEREIRA MOITAL LOUREIRO DA CRUZ 19 December 2018 (has links)
[pt] Um elevado número de reservatórios de hidrocarbonetos é naturalmente
fraturado. Quando sujeitos a estimulação hidráulica, as fraturas naturais podem
influenciar a propagação da fratura hidráulica, que pode tomar uma forma
geométrica complexa, criando redes de fraturas no reservatório. De forma a melhor
entender e simular tais fenômenos, um elemento baseado no Método dos Elementos
Finitos Estendidos (XFEM) é proposto. A formulação do elemento inclui interseção
e cruzamento entre fraturas, atrito entre as faces das fraturas, comportamento
acoplado entre deslocamentos, poro-pressões e pressões do fluido da fratura,
absorção de fluído da fratura para o meio poroso (leak-off) e a eventual perda de
pressão nas faces da fratura (filter cake). Os fundamentos teóricos e os aspectos
relevantes da implementação são apresentados. Um conjunto de análises é realizado
de forma a validar em separado as diferentes funcionalidades do elemento
implementado. Finalmente, os resultados de quatro aplicações práticas são
analisados e discutidos: dois conjuntos de ensaios de laboratório de interseção de
fratura, propagação de fratura hidráulica num modelo sintético multi-fraturado e
percolação na fundação fraturada de uma barragem. Conclui-se que o código
implementado fornece previsões muito boas do comportamento acoplado do meio
fraturado e tem capacidade de simular corretamente a interação entre fraturas
hidráulicas e naturais. Pode também verificar-se que o comportamento hidráulico
dos modelos e a propagação e interseção de fraturas são muito influenciados por
parâmetros tais como o diferencial de tensões in-situ, ângulo entre fraturas, a
abertura hidráulica das fraturas e a condutividade transversal das faces da fratura. / [en] A large number of hydrocarbon reservoirs are naturally fractured. When
subjected to hydraulic fracturing treatments, the natural fractures may influence the
propagation of the hydraulic fracture, which can grow in a complicated manner
creating complex fracture networks in the reservoir. In order to better understand
and simulate such phenomena an element based on the eXtended Finite Element
Method is proposed. The element formulation comprises fracture intersection and
crossing, fracture frictional behaviour, fully coupled behaviour between
displacements, pore and fracture fluid pressure, leak-off from the fracture to the
surrounding medium and the eventual loss of pressure due to filter cake. The
theoretical background and implementation aspects are presented. A set of analyses
is performed in order to validate different features of the implemented element.
Finally, the results of four practical applications are analysed and discussed: two
laboratory hydraulic fracture tests, hydraulic fracture propagation in a multifractured
synthetic model and percolation through a dam fractured foundation. It is
concluded that the implemented code provides very good predictions of the coupled
fluid-rock fracture behaviour and is capable of correctly simulating the interaction
between hydraulic and natural fractures. Moreover, it is shown that the hydraulic
behaviour of the models and the intersection between fractures are very sensible to
parameters such as differential in-situ stresses, angle between fractures, initial
hydraulic aperture and fracture face transversal conductivity.
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[en] FAILURE PHENOMENA AND FLUID MIGRATION IN NATURALLY FRACTURED ROCK FORMATIONS / [pt] FENÔMENOS DE FALHA E MIGRAÇÃO DE FLUIDO EM FORMAÇÕES ROCHOSAS NATURALMENTE FRATURADASJULIO ALBERTO RUEDA CORDERO 08 November 2021 (has links)
[pt] O presente estudo propõe modelos numéricos robustos para simular os fenômenos presentes nos problemas de propagação de fraturas e migração de fluidos em formações fraturadas. Uma técnica de fragmentação de malha com uma abordagem de zona poro-coesiva é desenvolvida para simular a propagação não planar de fraturas em formações fraturadas. O modelo proposto permite estudar os efeitos dos parâmetros primários sobre a interação de fraturas hidráulicas e naturais. O trabalho desenvolve uma nova formulação hidromecânica 3D do dupla porosidade e dupla permeabilidade aprimorada para a representação mais realista do médio fraturado em simulações de reservatório. O modelo permite estudar o impacto de fraturas naturais de múltiplas escalas e orientações no desempenho do reservatório. Finalmente, o trabalho propõe uma nova metodologia que integra os modelos robustos de propagação de fratura e simulação de reservatório, para aprimorando a avaliação do desempenho da produção. Foram simulados múltiplos cenários de fraturamento hidráulico para avaliar a produção dos reservatórios. Também foram integrados modelos de fratura discreta e dupla porosidade-dupla permeabilidade para estudar os efeitos de fraturas de múltiplas escalas no reservatório estimulado hidraulicamente. Os modelos desenvolvidos foram comparados com testes experimentais, soluções analíticas e numéricas. Os resultados mostram excelente concordância e validam as formulações hidromecânicas. A partir dos resultados numéricos, se identificaram os parâmetros dominantes que influenciam o resultado do fraturamento hidráulico e a produção dos depósitos hidraulicamente estimulados. / [en] The presented study proposes robust numerical models to simulate the phenomena present in fracture propagation and fluid migration problems in fractured media. An innovative mesh fragmentation technique with an intrinsic pore-cohesive zone approach is developed to simulate unrestricted hydraulic fracture propagation in fractured media. The proposed method allows studying the effect of some primary parameters on hydraulic and natural fracture interaction. A new 3D hydromechanical formulation for an enhanced dual-porosity/dual-permeability model is proposed to represent a fractured porous formation more realistically in reservoir simulations. The new model allows the study of the impacts of natural fractures with different orientations at multiple scales on the hydromechanical behavior of the reservoir. Finally, this research work proposes a new methodology that integrates a robust fracture propagation model and reservoir simulation, improving the evaluation of production performance. We simulate several hydraulic fracturing scenarios for the assessment of the cumulative production of the reservoir. Moreover, we combined discrete fracture and enhanced dual porosity-dual permeability models to study the effects of fractures of multiple lengths on the hydraulically stimulated reservoir. The developed models are compared against experimental tests, analytical and numerical solutions. The comparative results show excellent agreement and validate the fully coupled hydromechanical formulations. From the numerical results, it was possible to identify the dominant parameters that influence hydraulic fracturing and the production performance of the hydraulically stimulated deposits.
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