[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. / [en] The development and deployment of shale gas formations around the world are relatively recent, starting in the United Stated in the late 1990. From the results obtained with the application of hydraulic fracturing as a method of stimulation, the study and evaluation of other prospects of shale gas in others places in the world was encouraged. However, the analysis, study and characterization of this type of reservoirs are difficult, because it must be taken into account several factors such as geology, mineralogy, petrophysics, geochemistry among others. Hydraulic fracturing is a complicated hydro-mechanical coupled process, with high difficulty degree especially in shale gas reservoir, where natural fractures exist. A numerical study is conducted to investigate the hydromechanical behavior of a natural fracture during fluid injection. UDEC (Universal Distinct Element Code) software based on discrete elements method was employed to numerical modeling development. UDEC has the ability to model the hydro-mechanical behavior of a fracture including phenomena like fracture enlargement, closure, slippage, and dilation under contact or separation condition. In this numerical investigation, numerical reservoir models, with random natural fractures through a distribution voronoi were created aiming to represent the network complexity of natural fractures present in shale gas formations. The numerical study results show that the hydromechanical system behavior is strongly dependent on the parameters variation such as in situ stress, fluid fracturing viscosity and fluid injection rate. Therefore, these results provide a better understanding of fracturing mechanisms and pressure response of a hydraulic fracturing treatment in a non- conventional naturally fractured reservoir.

Submitted by Aldo Theodoro Gaiotto Junior (engenhotto@hotmail.com) on 2018-09-03T14:22:00Z No. of bitstreams: 1 DISSERTAÇÃO ALDO GAIOTTO.pdf: 6437864 bytes, checksum: 350d39f461d7eb07f22b0d4b350f05b5 (MD5) / Approved for entry into archive by Lucilene Cordeiro da Silva Messias null (lubiblio@bauru.unesp.br) on 2018-09-04T12:15:18Z (GMT) No. of bitstreams: 1 gaiottojunior_at_me_bauru.pdf: 5958184 bytes, checksum: cf475013b5ae09ce289691e5d961d76d (MD5) / Made available in DSpace on 2018-09-04T12:15:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 gaiottojunior_at_me_bauru.pdf: 5958184 bytes, checksum: cf475013b5ae09ce289691e5d961d76d (MD5) Previous issue date: 2018-07-30 / O estudo acerca dos efeitos provocados pelos processos de exploração de fontes de hidrocarbonetos em rochas reservatório está cada vez mais presente nos processos investigativos que visam mitigar e remediar os impactos ambientais originários desta prática, de modo que se possa explorá-los por mais tempo e com menos danos ao meio ambiente. Visando o desenvolvimento de novas técnicas que possibilitem compreender melhor estes efeitos, o presente trabalho estuda as potencialidades de um novo modelo constitutivo, baseado no modelo de fechamento de juntas proposto por Barton e na teoria de dano contínuo, denominado “Modelo de Contato Progressivo”. Desenvolvido para simular o processo de fechamento mecânico das fraturas existentes em rochas em uma condição de contato entre interfaces, o modelo possui uma formulação adaptada à situação pretendida. O processo de fechamento das fraturas ocorre de acordo com a variação da poropressão da rocha. À medida que as paredes das fraturas se aproximam, a área de contato entre elas aumenta, causando um aumento na rigidez compressiva da fratura, segundo a relação hiperbólica dada por Barton-Bandis entre a componente normal da tensão e o deslocamento normal relativo. Por meio de uma abordagem 2D em elementos finitos é analisado o comportamento da poropressão em fraturas submetidas a tensões de compressão. Para representar explicitamente a fratura são utilizados elementos finitos com elevada razão de aspecto, estrategicamente posicionados. São realizados testes computacionais via códigos de programação próprios para validar o modelo. Os testes mostram que os elementos de interface são apropriados para representar as fraturas naturais e que o modelo de contato progressivo é capaz de reproduzir o efeito de fechamento de fraturas. O modelo pode ser empregado em reservatórios naturalmente fraturados para relacionar a tensão normal e a deformação no plano da fratura, além de fornecer valores de permeabilidade equivalente. / The study of the effects caused by the processes of hydrocarbon sources exploration in reservoir rocks is becoming widely present in investigative processes aimed at mitigating and remedying the environmental impacts originating from this practice, so that it can be explored for more time and with less damage to the environment. Aiming the development of new techniques to better understand these effects, the present work studies the potentialities of a new constitutive model, based on Barton's closure model and the continuous damage theory, called "Progressive Contact Model". Developed to simulate the process of fractures mechanical closure in rocks with contact between interfaces condition, the model has a formulation adapted to the intended situation. The fractures closure process occurs according to rock porepressure variation. As the walls of the fractures approach each other, the contact area between the walls increases, causing a growth in the compression stiffness of the fracture, according to the hyperbolic relationship given by Barton-Bandis between the normal component of the stress and the relative normal displacement. Using a 2D approach in finite elements, the porepressure in fractures submitted to compression is analyzed. To represent explicitly the fracture, finite elements with a high aspect ratio, strategically positioned, are used. Computational tests via own programming codes are performed to validate the model. The tests show that the interface elements are appropriate to represent the natural fractures and the progressive contact model is able to reproduce the fracture closure effect. The model can be used in naturally fractured reservoirs to relate normal stress and deformation to the fracture plane, besides to provide equivalent permeability values.

En France métropolitaine, les projets de géothermie haute température pour la production d’électricité sont principalement localisés dans le socle des fossés d’effondrement liés à la mise en place du Rift Ouest Européen. Le socle de ces fossés a été étudié sur deux analogues à l’affleurement sur les épaules du rift : les Vosges du Nord pour le fossé Rhénan et la bordure Est du Massif central pour la fosse de Valence. Cette étude a permis de montrer que le réseau de failles s’organise selon trois ordres de grandeurs de longueurs et d’espacements caractéristiques qui individualisent des blocs structuraux. Les orientations et l’espacement des failles formant ces blocs et la présence ou l’absence de certains ordres de grandeurs sont le résultat de l’héritage anté-rift du socle, ainsi que du mécanisme d’ouverture du bassin. Le potentiel réservoir des formations de socle et de la couverture surincombante a été analysé au regard de ces zones de failles et de l’altération supergène qui affecte le toit du socle. Ainsi, les lithologies potentiellement rencontrées en base des fossés ont pu être classées en fonction du potentiel de développement de porosité et de perméabilité matricielle dans les cœurs de failles, les zones endommagées et le réseau pervasif de fractures dans le protolithe. L’évolution de la fracturation dans les zones de failles a également pu être appréhendé, et une méthodologie de modélisation double milieu a été élaborée pour caractériser la porosité et la perméabilité de fractures et modéliser le fonctionnement d’un doublet géothermique dans une faille synthéthique équivalente aux cibles des projets géothermiques / High temperature geothermal projects for electricity production are in France mostly localized in the basement of basins linked to the West European Rifting event. The basement of theses basins have been studied on two outcrop analogues at the shoulders of the rift: the Northern Vosges mountains for the Upper Rhine Graben and the Eastern border of the Massif central for the Valence Graben. This study has shown that the fault network is organized in three orders of size with characteristic length and spacing, and that form characteristic structural blocks. The orientation and spacing of these faults and the presence or absence of some size orders are the result of structural inheritance of the basement and the mechanism of the basin opening. The reservoir potential of the basement rocks and the surrounding sedimentary cover has been analysed in light of the fault zones structure and the weathered layer at the top of the basement. Thus, the basement rocks of the basins has been classified in light of the potential of matrix porosity and permeability development in the fault core, the damaged zone and the fractured protolith. The evolution of the fracture network in the fault zone has been studied too, with the development of a double-porosity model in order to characterize the fracture porosity and permeability, and therefore simulate the working of a geothermal doublet in a synthethic fault zone analogue of the geothermal drilling targets

Le Buntsandstein, localisé dans le graben du Rhin supérieur, apparait comme une cible intéressante pour la géothermie, associant une formation argilo-gréseuse à l’anomalie thermique régionale. Cette étude vise à caractériser les propriétés pétrophysiques de ces grès ainsi que la fracturation les affectant, dans le but de fournir un modèle conceptuel de la formation qui servira de guide pour son exploitation futur. Les faciès sédimentaires sont composés par cinq faciès pétrographiques (grès propres, grès à enrobage argileux, grès à matrice argileuse, grès silicifiés et grès à ciment carbonaté), qui se répartissent dans des proportions variables et contrôlent une partie des propriétés pétrophysiques mesurées à l’échelle matricielle. La comparaison des données pétrophysiques, des données macroscopiques issues d’une analyse de gradients de température, des données de modélisation et de la fracturation permet de construire un modèle de circulation dans le réservoir. Ces analyses mettent en avant le rôle de la zone endommagée des zones de faille pour le transfert de fluides à grande échelle, mais aussi celui de deux faciès sédimentaires : les grès déposés dans un environnement de Playa Lake et fluvio-éolien. L’analyse de différents affleurements montre que la fracturation évolue en fonction de la situation dans la pile sédimentaire et en fonction de la situation par rapport aux accidents tectoniques majeures. / The Buntsandstein, located in the Upper Rhine Graben, appears to be an easy target forgeothermal exploitation, linking sandstone and clay with the regional thermal anomaly. This study aims at characterizing petrophysical characteristics of these sandstones as well as the fracturation affecting them, with the intention of providing a conceptual model of the formation which will act as guide for future exploitation. The sedimentary facies are composed by five petrographical facies (clean sandstones, sandstones with clayed coating, clay matrix sandstones, silicified sandstones and carbonated matrix sandstones) which split with variable proportions and control a part of petrophysical properties measured at matrix scale. The comparison between petrophysical data, macroscopic data from temperature gradient analysis, modelling data and fracturing, allows the building of a Buntsandstein Sandstones fluids circulation conceptual model. This analysis points the role of the damage zone of fault zones for fluids transfer at large scale, but also that of two sedimentary facies: marginal erg and Playa Lake. The analysis of different outcrops shows that the fracturation evolves according to the situation in the sedimentary pile and according to the situation in comparison with major tectonic accidents.

Le but de cette thèse est de développer et d’analyser les méthodes Hybrides d’Ordre Élevé (HHO: Hybrid High-Order, en anglais) pour des problèmes d’interfaces. Nous nous intéressons à deux types d’interfaces (i) les interfaces diffuses, et (ii) les interfaces traitées comme frontières internes du domaine computationnel. La première moitié de ce manuscrit est consacrée aux interfaces diffuses, et plus précisément aux célèbres équations de Cahn–Hilliard qui modélisent le processus de séparation de phase par lequel les deux composants d’un fluide binaire se séparent pour former des domaines purs en chaque composant. Dans la deuxième moitié, nous considérons des modèles à dimension hybride pour la simulation d’écoulements de Darcy et de transports passifs en milieu poreux fracturé, dans lequel la fracture est considérée comme un hyperplan (d’où le terme hybride) qui traverse le domaine computationnel. / The purpose of this Ph.D. thesis is to design and analyse Hybrid High-Order (HHO) methods on some interface problems. By interface, we mean (i) diffuse interface, and (ii) interface as an immersed boundary. The first half of this manuscrit is dedicated to diffuse interface, more precisely we consider the so called Cahn–Hilliard problem that models the process of phase separation, by which the two components of a binary fluid spontaneously separate and form domains pure in each component. In the second half, we deal with the interface as an immersed boundary and consider a hybrid dimensional model for the simulation of Darcy flows and passive transport in fractured porous media, in which the fracture is considered as an hyperplane that crosses our domain of interest.

Les milieux cristallins fracturés constituent un potentiel géothermique non négligeable. Il est essentiel d'améliorer son exploitation, pour la géothermie basse et haute énergie, afin de répondre au processus de transition énergétique. Pour cela, la compréhension des mécanismes de transport thermique dans les milieux fracturés est fondamentale. Le transport de chaleur est fortement influencé par l'hétérogénéité hydrodynamique des milieux fracturés et par la géométrie des fractures et des blocs matriciels. A travers des travaux basés sur des développements analytiques et numériques ainsi que des expériences sur site, l'objectif de cette thèse est ainsi de mieux évaluer l'impact de la géométrie des fractures, que ce soit à l'échelle d'un réseau de fractures, ou à l’échelle d’une fracture, sur le transport et le stockage d’énergie thermique dans les milieux cristallins fracturés. Des simulations numériques du transport de chaleur dans un réseau simple de fractures planes et bien connectées ont permis de caractériser l'impact de la géométrie du système de fractures sur le stockage thermique. Deux régimes sont mis en évidence. Tout d'abord, à court terme, la densité de fractures ou de chemins préférentiels, caractérisant la surface d'échange, contrôle l'échange thermique. Puis, à long terme, c'est le volume de roche total entre les fractures qui contrôle le stockage thermique. Ce modèle ne prend toutefois pas en compte la variabilité des ouvertures à l'échelle de la fracture qui est particulièrement présente dans les réseaux de fractures naturels. Des tests de traçage thermique et de soluté ont ainsi été réalisés pour caractériser le transport de chaleur dans un milieu fracturé sur le site de Ploemeur (SNO H+). Pour interpréter les traçages, les expressions analytiques du retard et de l'amplitude du pic de la courbe de restitution thermique ont été développées pour différentes géométries de fractures : fractures planes et chenaux. Ces expressions constituent un outil puissant et novateur pour caractériser la géométrie des fractures lors de tests de traçage thermique mais aussi pour prédire le déplacement du front thermique et la durée de vie des systèmes géothermiques à partir de tests de traçage de soluté. La comparaison de ces expressions avec les résultats expérimentaux permet de mettre en évidence l'importante chenalisation des flux, induisant l'arrivée anticipée du traceur thermique. / Fractured crystalline media has a significant geothermal potential. Its exploitation, for low and high enthalpy geothermal power generation, could be enhanced to satisfy the energy transition process. For this, understanding thermal transport processes in fractured media is fundamental. Heat transport is strongly influenced by hydrodynamics heterogeneity of fractured media and by fracture and matrix block geometry. Through analytical and numerical modelling and field site experiments, the aim of this thesis is thus to better assess the impact of fracture geometry on thermal transport and storage in fractured crystalline rock, at fracture and fracture network scale. Numerical simulations of heat transport in a simple network of well connected plane fractures allowed us to characterize the impact of the fracture system geometry on thermal storage. Two regimes are highlighted. First, at short term, the density of fractures, or preferential paths, controls heat exchanges. Then at long term, the total rock volume between the fractures controls thermal storage. This model does not take into account the aperture variability at fracture scale, which is particularly present in natural fracture networks. Thus, thermal and solute tracer tests have been achieved to characterize heat transport in a fractured media at Ploemeur field site (SNO H +). To interpret the tracer tests, analytical expressions of thermal breakthrough peak retardation and amplitude have been developed for different fracture geometries : parallel plate fractures and channels. Those expressions are a powerful and innovative tool to characterize fracture geometries from thermal tracer tests, and also to predict thermal front transit time and lifetime of geothermal systems from solute tracer tests. Confrontation of those expressions to experimental results shows that observed differences between thermal and solute breakthrough can be explained only by channeling flow inducing low thermal transit times.

O presente trabalho teve como principais objetivos testar a existência de drenança através do aquífero fraturado Serra Geral (ASG) para o Sistema Aquífero Guarani (SAG), estabelecer o modelo conceitual de fluxo destes aquíferos, e determinar seus parâmetros hidráulicos, em local onde o ASG possui ao redor de 100 m de espessura. O local escolhido fica aproximadamente 9 km a sul da cidade de Ribeirão Preto, SP. O estudo fez parte de um projeto de pesquisa mais amplo denominado FRATASG, do Instituto Geológico (Secretaria do Meio Ambiente do Estado de São Paulo). Os métodos geofísicos de superfície caminhamento elétrico (CE), sondagem elétrica vertical (SEV) e levantamento áudio-magnetotelúrico de fonte controlada (CSAMT) foram usados com o intuito de localizar zonas hidraulicamente ativas no basalto, e determinar a espessura e profundidade das camadas geológicas, para a locação de três poços perfurados no ASG. Ao lado de um poço de produção já existente no SAG (Poço Esmeralda - PE), foram construídos dois piezômetros com aberturas no ASG e SAG. Descontinuidades planares verticais no basalto, associados a lineamentos, foram detectadas em metade dos CEs e das seções realizadas com o método CSAMT, sendo que uma destas seções indicou continuidade de duas fraturas entre SAG e ASG. Para realizar testes hidráulicos e coletar amostras em profundidades discretas no ASG, foram construídos obturadores pneumáticos, baseados em modelos produzidos pelo Serviço Geológico Americano (USGS), que foram adaptados a equipamentos existentes no Brasil. Neste trabalho é feita descrição dos equipamentos, de suas aplicações, dos levantamentos prévios necessários para seu uso, os procedimentos de campo e as interpretações de alguns tipos de ensaio e coletas de amostras. Com o intuito de calcular os parâmetros hidráulicos do SAG e do ASG, foram realizados um teste de bombeamento de 171 horas no poço de produção do SAG, com monitoramento nos piezômetros, e testes hidráulicos em intervalos discretos em um poço do ASG (Poço Limeira - PL), isolados com os obturadores pneumáticos. Durante todos os ensaios de bombeamento, e em mais dois poços já existentes, abertos no ASG, foram coletadas amostras para análise hidroquímicas e, em amostras selecionadas, dos isótopos ³H, ²H, \'ANTPOT.18 O\', \'ANTPOT.13 C\' e \'ANTPOT.14 C\'. No SAG, o rebaixamento registrado nos dois piezômetros permitiu identificar a existência de anisotropia neste aquífero, com relação entre transmissividade máxima (\'T IND.máx\' = \'T IND.x\' =160 m²/d) e mínima (\'T IND.mín.\' = \'T IND.y\' = 103 m²/d) é de 1,55, sua condutividade hidráulica (K = 4,6x\'10 POT.-1\' m/d e 7,0x\'10 POR.-1\' m/d), e armazenamento (S = 1,6x\'10 POT.-3\' e 8,4x\'10 POT.-4\', sempre para os piezômetros PPE-1G e PPE-2G respectivamente, localizados em direções distintas em relação ao PE). A anisotropia provavelmente é causada pelos planos de sedimentação das dunas eólicas da Formação Botucatu. Também foram realizados dois testes com traçadores no PE, com injeção no SAG e no ASG e coleta no SAG, que permitiu a obtenção da porosidade efetiva do SAG no local, entre 18,8 e 20,3%. No ASG, os testes hidráulicos permitiram a identificação das zonas mais transmissivas, sempre formadas por fraturas sub-horizontais. A transmissividade (T) de intervalos reduzidos variou entre 5x\'10 POT.-2\' a 3x\'10 POT.-1\' m2/d, e a existência de comportamento análogo ao de dupla porosidade no basalto, causado pela presença de vesículas e fraturas sub-verticais associadas às fraturas subhorizontais. As análises químicas mostram uma evolução com a profundidade, com o aumento de Na+K. Isto permitiu uma clara diferenciação entre as amostras coletadas em profundidades rasa, de 16 m, intermediária, de 25 m, e profunda, coletada a 55 m. O mesmo agrupamento é encontrado nos isótopos estáveis, e os radioativos indicam idade maior nas águas mais profundas do ASG. As amostras do SAG se assemelham mais às águas rasas do ASG, hidroquimica- e isotopicamente. Os resultados mostram pouca ou nenhuma conectividade entre SAG e ASG, e uma circulação preferencial rasa e horizontal dentro do ASG. / The main objectives of the present thesis were to test the existence of leakage through the fractured Serra Geral Aquifer (SGA) to the Guarani Aquifer System (GAS), create a conceptual flow model for both aquifers, and obtain their hydraulic parameters, at a location where the SGA-forming basalt has 100 m thickness. The chosen area is 9 km to the south of Ribeirão Preto, São Paulo State, Brazil. The study is part of a research project called FRATASG, from the Geological Institute (São Paulo Environmental Secretariat). Surface geophysical methods (vertical electrical sounding, electric resistivity survey and controlled source audiomagnetotelluric survey - CSAMT) were used to locate fractures in the basalt that are possibly hydraulically active, and also to determine the contact depths between overburden, basalt, and the eolian sandstones that form the GAS. Vertical low electric-resistivity planar features were identified in the basalt, at locations were lineaments were described, in half of the electric resistivity and CSAMT surveys, and one of the latter showed continuity of the feature down to the GAS. This was interpreted as possible water bearing fractures, and was used to define the location of three wells in the SGA. Two piezometers were also drilled, open to both SGA and GAS, close to an existing production well in the GAS (Esmeralda Well - PE). To collect discrete depth samples in the SGA, a pneumatic packer system was built, based on models used by the USGS, adapting equipment that is available in Brazil. The system, as well as other equipment used, the procedures and interpretation of the hydraulic tests and sample collection at discrete depths, are described. A 171 hour long pumping test was executed in the GAS, where anisotropy was identified, probably caused by the sedimentary layering present in the eolic dunes in the sandstone. The highest transmissivity, \'T IND.max\' = \'T IND.x\', is 160 m²/d, and the lowest transmissivity, \'T IND.min\' = \'T IND.y\', is 103 m²/d. The correlation between Tmax / Tmin is 1,55. Hydraulic conductivity (K) is 4,6x\'10 POT.-1\' m/d and 7,0x\'10 POT.-1\' m/d, and storativity (S) is 1,6x\'10 POT.-3\' and 8,4x\'10 POT.-4\', determined respectively at piezometers PPE-1G and PPE-2G, located at different directions from PE. Dye-tracer tests were also conducted, with injection in GAS and SGA, and collection in the GAS. The effective porosity was determined, ranging from 18,8 to 20,3%. Several hydraulic tests were done in discrete depths in the SGA, in one well. The transmissivity (T) of small intervals ranges between 5x\'10 POT.-2\' and 3x\'10 POT.-1\' m²/d. The highest T of individual features is always associated to sub-horizontal fractures. The drawdown curve showed double porosity behavior in the basalt, caused by vesicules and sub-vertical fractures connected to the sub-horizontal ones. Water samples were collected during all pumping tests, in the GAS, in two open wells in the SGA and in discrete zones in this aquifer, for hydrochemical analysis. Stable and radioactive isotope analysis (³H, ²H, \' ANTPOT.18 O\', \'ANTPOT.13 C\' and \' ANTPOT.14 C\') were done with selected samples, both from GAS and ASG. The fractured aquifer shows and hydrochemical evolution with depth, with Na+K increase. Samples can thus be grouped as shallow (around 16 m depth), intermediate (around 25 m) and deep (around 55 m). The same groups are found in the stable isotope results, whereas the radioactive show an age increase with depth. Samples from GAS are isotopically and hydrochemically closer to the shallow waters from the SGA. It can thus be concluded that the connection between both aquifers is very limited, or not present, and water flow in the SGA is mostly horizontal and shallow.

Submitted by Fabio Sobreira Campos da Costa (fabio.sobreira@ufpe.br) on 2017-02-13T15:43:41Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) BeserraLeilaPHD.pdf: 10346236 bytes, checksum: 81c86186782c90c4de4db587d6f7d5a9 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-02-13T15:43:41Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) BeserraLeilaPHD.pdf: 10346236 bytes, checksum: 81c86186782c90c4de4db587d6f7d5a9 (MD5) Previous issue date: 2015-08-31 / CNPq / O fraturamento hidráulico é uma técnica amplamente utilizada pela engenharia de petróleo principalmente para aumentar o índice de produtividade ou injetividade dos poços. Essa técnica consiste na injeção de um fluido penetrante na formação, sob uma pressão suficientemente alta para causar a ruptura da rocha, iniciando assim uma fratura que se converte em um canal de alta permeabilidade e facilita o escoamento de hidrocarbonetos. A técnica de fraturamento hidráulico tem sido responsável pela viabilização econômica de muitos campos petrolíferos em todo o mundo e a compreensão dos mecanismos que determinam o fraturamento, bem como a busca de métodos que permitam prever a geometria da fratura induzida e também determinar a pressão de injeção de fluidos necessária para que o fraturamento ocorra, são de fundamental importância para estabelecer um melhor projeto de explotação desses campos. O objetivo principal deste trabalho é desenvolver uma nova metodologia para simular numericamente, de maneira robusta, estável e eficiente, o problema de fraturamento hidráulico em formações rochosas de baixa permeabilidade pelo método dos elementos finitos, usando a aproximação contínua de descontinuidades fortes. Além de propor uma formulação que incorpora o efeito de descontinuidades permeáveis ou impermeáveis no problema de fluxo em meios porosos. A técnica de descontinuidades fortes incorporadas se mostrou eficiente, em relação ao custo computacional, para simular o fraturamento, uma vez que permite discretizar o domínio do problema com malhas relativamente grosseiras e, ainda assim, capturar, adequadamente, o efeito de uma descontinuidade de espessura muito menor do que o tamanho dos elementos da malha. A metodologia desenvolvida neste trabalho foi capaz de simular adequadamente o problema de fraturamento hidráulico em meios contínuos ou em formações rochosas com fraturas naturais preexistentes. E os resultados obtidos contribuem para o melhor entendimento do mecanismo de fraturamento em formações rochosas e a influência dos vários fatores envolvidos no processo. / Hydraulic fracturing is a widely used technique in the petroleum engineering for the generation of a high conductivity channel in the rock formation, increasing the productivity or injectivity index of wells. This technique consists of injecting a fracturing fluid in the rock formation, under a high enough pressure to induce the rock failure. Once started, the fracture is converted into a high permeability channel for the flow of hydrocarbons. The hydraulic fracturing has been in charge of the economic feasibility of many oil fields around the world and understanding the mechanism that determine the fracturing as well as the search for methods to predict the geometry of the induced fracture and also determine the fluid pressure required for the fracturing to occur, are crucial to establish a better exploitation design for these oil fields. The main purpose of this work is to develop a new methodology to numerically simulate, in a robust, stable and efficient way, the hydraulic fracturing problem in low permeability rock formations using the strong discontinuity approach. In addition, it also proposes a formulation that embeds the effect of a permeable or impermeable discontinuity for the fluid flow into the finite element. The technique of embedded strong discontinuities has been proved to be an efficient manner to simulate the fracturing problem, since it allows to discretize the problem domain with relatively coarse meshes and capture, properly, the effect of a discontinuity much thinner than the size of the element. The methodology developed in this work was able to properly simulate the hydraulic fracturing problem in a continuous media or in reservoirs crossed by natural fractures. The results obtained have contributed to a better understanding of the fracturing mechanism in rocks and the influence of the numerous involver factors.

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T20:49:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MateoHernandez_JuanAlberto_M.pdf: 12401820 bytes, checksum: 705c41d03544d222731ce816469f47c2 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: Neste trabalho são investigados os impactos individual e coletivo dos mecanismos de gás em solução, geração de CO2, destilação, embebição capilar e drenagem gravitacional, sobre a recuperação de óleo e gás, durante a injeção continua de vapor num reservatório naturalmente fraturado contendo óleo pesado. A investigação é feita através de simulação numérica dos fenômenos em modelos padrões de reservatórios. Dois modelos numéricos semelhantes são usados para representar o processo de aquecimento da matriz. O primeiro descreve o aquecimento de uma seção horizontal bidimensional de um bloco da matriz circundado por uma fratura na qual circula vapor. O segundo modelo descreve o aquecimento de um bloco de matriz semelhantemente circundado por uma fratura em que circula vapor, porém na direção vertical, visando agregar o efeito da ação da gravidade. Os estudos foram conduzidos para rochas saturadas com óleo vivo. As propriedades da rocha são as de um reservatório carbonático fraturado real e as propriedades dos fluidos se referem também ao mesmo caso real. Alem disso, as condições operacionais adotadas de pressão e temperatura são as observadas no campo, tornando o estudo e suas conclusões como próprias de um estudo de caso. Os resultados mostram que os principais mecanismos de recuperação de óleo da matriz durante o intervalo de aquecimento de 10 anos, foram os mecanismos de gás em solução e de destilação por arraste de vapor. Este último é o mecanismo de maior importância e é responsável pelo melhoramento da qualidade do óleo produzido / Abstract: In this work, the individual and collective impacts of the mechanisms solution gas drive, CO2 generation, steam distillation, capillary imbibition and drainage gravitational, on the oil and gas recovery, were investigated during the steamflooding of a naturally fractured reservoir containing heavy oil. The investigation was performed for standard reservoir models through numeric simulation. Two similar numerical models represent the matrix heating process. The first describes the heating of a horizontal cross-section of a matrix block surrounded by a fracture, in which the steam is flooding. The second model describes the same method of matrix heating, which was represented in the first model, but in the vertical direction, investigating the action of gravity. The studies were performed for a rock saturated with live oil. The rock properties are the same of a real fractured carbonate reservoir and the fluid properties also refer to the same real case. In addition, the adopted field operational parameters (pressure and temperature) refer to field conditions, turning the study and its conclusions as proper of a case study. The results show that the main mechanisms of oil recovery for the matrix block during the heating interval of 10 years were the integrated action of solution gas and steam distillation. The latter is the dominant mechanism and it is responsible for the improvement in the quality of the produced oil / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

O método Eletromagnético no Domínio do Tempo (TDEM) vem sendo amplamente empregado ao redor do mundo para estudos de hidrogeologia, devido à sua grande profundidade de investigação e à sensibilidade do método na detecção de camadas condutivas. No Brasil sua aplicação ainda é incipiente, havendo poucos estudos publicados. A presente pesquisa empregou o método TDEM sobre rochas da Bacia Sedimentar do Paraná, na região de Bebedouro (SP). Esta região vem apresentando a ocorrência de surtos de sismos desde o ano de 2005, os quais podem estar sendo induzidos por poços profundos perfurados para exploração de água subterrânea. Na região de estudo existem duas áreas de atividade sísmica: a área de Andes e a área de Botafogo. A pesquisa teve como objetivos mapear a estratigrafia geoelétrica destas áreas, com ênfase no mapeamento da camada de basaltos e das eventuais zonas de fraturas com água em seu interior a fim de contribuir com os estudos sobre a origem das atividades sísmicas na região de Bebedouro. Foram adquiridas e modeladas 86 sondagens TDEM em adquiridas em sete etapas de campo ocorridas durante os anos de 2007, 2008 e 2010. Nos trabalhos de campo de 2010 foram adquiridas ainda um conjunto de 46 SEVs a fim de mapear o nível dágua no aqüífero sedimentar raso e contribuir para a melhoria dos modelos geoelétricos provenientes dos dados TDEM. As sondagens TDEM permitiram mapear zonas fraturadas saturadas no interior da camada de basalto da Formação Serra Geral que coincidem com a profundidade estimada para os hipocentros dos tremores na região de estudos (Assumpção et al., 2010), bem como permitiram detectar o contato da base do basalto com o arenito saturado da Formação Botucatu (Aqüífero Guarani). Algumas sondagens indicaram a presença de estruturas 2D nas áreas sísmicas, sobretudo próximo aos poços de grande vazão na região de Andes. Estas estruturas foram modeladas como degraus no topo da camada de basalto, mostrando variações bruscas na interface do basalto com as rochas da Formação Adamantina. A análise dos dados adquiridos em anos diferentes sugere que as zonas de fraturas no interior do basalto sejam muito localizadas e que o caráter migratório da concentração de eventos sísmicos observado na região pode estar associado à redução do volume de água que preenche algumas das zonas fraturadas do basalto. Os dados TDEM foram comparados com outros dados geofísicos, tais como sísmica de refração e perfilagem térmica. A interpretação integrada desses resultados deu suporte para o modelo geoelétrico elaborado para a região de estudos, o qual apresenta uma boa concordância com as informações litológicas de poços. / The Time-Domain Electromagnetic (TDEM) method has been widely employed worldwide for hydrogeological studies, due to its great depth investigation and its sensibility in conductive layers detection. In Brazil, the TDEM method is not very used, with few published studies. This research used TDEM method at Paraná sedimentary basin, in Bebedouro region (SP). This region has been showing the occurrence of seismic activity since 2005, which may be induced by deep wells drilled for groundwater exploration. In the study region there are two seismic activity areas: Andes (Area A) and Botafogo (Area B). The research has as objectives to map the geoelectrical stratigraphy in these areas, with emphasis on the mapping of the basalt layer and the possible fractured water-filled zones within the basalt layer in order to contribute with the studies about the origin of seismic activities in Bebedouro region. An amount of 86 TDEM soundings were acquired along seven field campaigns occurred during 2007, 2008 and 2010. During the campaigns in 2010, an amount of 46 VES were also acquired, aiming the mapping of the water table in the sedimentary aquifer and contributing to improve TDEM geoelectric models. The TDEM soundings allowed the mapping of the fractured zones within the basalt layer of the Serra Geral Formation, which matches to the depth estimated for quakes hypocenter in the studied region (Assumpção et al., 2010), and also allowed the detection of the contact between the basalt layer base and the saturated sandstone of Botucatu Formation (Guarani Aquifer). Some soundings showed the presence of 2D structures in seismic areas, especially next to wells with high flow of groundwater in Andes area. These structures were modeled as steps on the top of the basalt layer, showing abrupt variations between the basalt and the sediments of Adamantina Formation. The analysis of data acquired in different years suggest that the fractured zones filled with water within the basalt layer are very well located and that the migratory behavior of seismic events may be related to a reduction in the water volume that fills the fractures in basalt. TDEM data were compared with other geophysical data, such as refraction seismic and thermal profiling. The integration of these results gave support to the geoelectrical model developed for the studied region, which presents a good agreement with the lithological information from wells.