Submitted by ARTHUR VALLE (arthurvalle.f@gmail.com) on 2014-02-25T15:54:39Z No. of bitstreams: 1 ARTIGO SHALE FINAL (atual FGV-OS).pdf: 455344 bytes, checksum: 3be4fa41a18545524133c57cfb9e5de6 (MD5) / Rejected by ÁUREA CORRÊA DA FONSECA CORRÊA DA FONSECA (aurea.fonseca@fgv.br), reason: Prezado aluno, Substituir a folha de alterações nº 2 pela folha de aprovação com assinatura dos membros da banca e submeter novamente. ÁUREA SRA on 2014-02-26T13:41:40Z (GMT) / Submitted by ARTHUR VALLE (arthurvalle.f@gmail.com) on 2014-03-08T14:26:34Z No. of bitstreams: 1 ARTIGO SHALE FINAL (ENTREGUE - FGV).pdf: 600365 bytes, checksum: 3a72197ea83d5df9f9e396366e535e1e (MD5) / Approved for entry into archive by ÁUREA CORRÊA DA FONSECA CORRÊA DA FONSECA (aurea.fonseca@fgv.br) on 2014-04-04T17:04:35Z (GMT) No. of bitstreams: 1 ARTIGO SHALE FINAL (ENTREGUE - FGV).pdf: 600365 bytes, checksum: 3a72197ea83d5df9f9e396366e535e1e (MD5) / Approved for entry into archive by Marcia Bacha (marcia.bacha@fgv.br) on 2014-04-09T13:43:33Z (GMT) No. of bitstreams: 1 ARTIGO SHALE FINAL (ENTREGUE - FGV).pdf: 600365 bytes, checksum: 3a72197ea83d5df9f9e396366e535e1e (MD5) / Made available in DSpace on 2014-04-09T14:52:02Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ARTIGO SHALE FINAL (ENTREGUE - FGV).pdf: 600365 bytes, checksum: 3a72197ea83d5df9f9e396366e535e1e (MD5) Previous issue date: 2014-01-13 / O presente estudo versa sobre os fatores tecnológicos e ambientais que vêm resultando no crescimento da produção de gás natural não convencional nos EUA. Os objetos de analise principais serão as políticas públicas, assim como a dinâmica entre os atores sociais e o ambiente propício que fora criado para que houvesse o adensamento do fomento e do estímulo às inovações tecnológicas sucedidas no setor. / The present study deals with the technological and environmental factors that have resulted in increased of production of unconventional natural gas in the U.S.. The objects of analysis will be the public policies, as well as the dynamics between social actors and enabling environment which was created to promote and the encourage the successful technological innovations in the industry.

O fraturamento hidráulico é uma das técnicas de estimulação mais utilizadas pela indústria petrolífera. Esta técnica permite o aumento de produtividade de poços com baixo custo. Essa técnica consiste em induzir a propagação de fissuras nas rochas por meio de uma pressão externa. Assim, modelos para a simulação da propagação de fissuras em tais condições tornam-se de grande importância. O presente trabalho apresenta uma contribuição ao estudo da propagação de fissuras durante o fraturamento hidráulico. Um modelo numérico baseado no Método dos Elementos Finitos será apresentado. Teorias da mecânica da fratura elástico linear são aplicadas e a propagação de fissuras durante o faturamento hidráulico é modelada, tendo como processador das análises a ferramenta numérica FRANC 2D. Os resultados obtidos pelo modelo numérico são comparados com respostas apresentadas na literatura. Boa concordância é observada entre os resultados. Em especial, para os valores da pressão de quebra e o raio de reorientação. / Fracking is one of the most used stimulation techniques by the oil and gas industry. This technique allows the increase of productivity of wells with low cost. Consists in inducing the propagation of cracks in the rocks by means of an external pressure. Thus, models for simulating the propagation of cracks in such conditions become of great importance. This work presents a contribution to the study of the propagation of cracks during the fracking. A numerical model based on the Finite Element Method will be presented. Theories of linear elastic fracture mechanics are applied and the propagation of cracks during hydraulic billing is modeled, with the FRANC 2D numerical tool as the analysis processor. The results obtained by the numerical model are compared with answers presented in the literature. Good agreement is observed among the results. In particular, for the values of the breakdown pressure and the reorientation radius.

O fraturamento hidráulico é uma das técnicas de estimulação mais utilizadas pela indústria petrolífera. Esta técnica permite o aumento de produtividade de poços com baixo custo. Essa técnica consiste em induzir a propagação de fissuras nas rochas por meio de uma pressão externa. Assim, modelos para a simulação da propagação de fissuras em tais condições tornam-se de grande importância. O presente trabalho apresenta uma contribuição ao estudo da propagação de fissuras durante o fraturamento hidráulico. Um modelo numérico baseado no Método dos Elementos Finitos será apresentado. Teorias da mecânica da fratura elástico linear são aplicadas e a propagação de fissuras durante o faturamento hidráulico é modelada, tendo como processador das análises a ferramenta numérica FRANC 2D. Os resultados obtidos pelo modelo numérico são comparados com respostas apresentadas na literatura. Boa concordância é observada entre os resultados. Em especial, para os valores da pressão de quebra e o raio de reorientação. / Fracking is one of the most used stimulation techniques by the oil and gas industry. This technique allows the increase of productivity of wells with low cost. Consists in inducing the propagation of cracks in the rocks by means of an external pressure. Thus, models for simulating the propagation of cracks in such conditions become of great importance. This work presents a contribution to the study of the propagation of cracks during the fracking. A numerical model based on the Finite Element Method will be presented. Theories of linear elastic fracture mechanics are applied and the propagation of cracks during hydraulic billing is modeled, with the FRANC 2D numerical tool as the analysis processor. The results obtained by the numerical model are compared with answers presented in the literature. Good agreement is observed among the results. In particular, for the values of the breakdown pressure and the reorientation radius.

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.

Submitted by Stephanie Blattler (stblattler@gmail.com) on 2018-03-12T18:45:47Z No. of bitstreams: 1 Mestrado FGV - Dissertação - Stephanie Blattler - Versão Final - 12.03.2018.pdf: 772793 bytes, checksum: 107759c95799b83798ef3e00303c13aa (MD5) / Approved for entry into archive by Diego Andrade (diego.andrade@fgv.br) on 2018-03-13T16:57:34Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Mestrado FGV - Dissertação - Stephanie Blattler - Versão Final - 12.03.2018.pdf: 772793 bytes, checksum: 107759c95799b83798ef3e00303c13aa (MD5) / Made available in DSpace on 2018-03-16T16:55:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mestrado FGV - Dissertação - Stephanie Blattler - Versão Final - 12.03.2018.pdf: 772793 bytes, checksum: 107759c95799b83798ef3e00303c13aa (MD5) Previous issue date: 2018-02-06 / In Brazil, the debate regarding the exploration and production of shale gas became relevant with the 12th Bid Round promoted by the National Oil, Natural Gas and Biofuels Agency (ANP), which offered areas with great potential of such unconventional hydrocarbon. The country is listed as the tenth with greater shale gas potential in the world. However, due to the international controversy involving this energy source, mainly by virtue of its potential environmental impacts and damages, the matter was brought to the courts and is subject to legislative initiatives, so that the production of such hydrocarbon in Brazil has not started yet. Therefore, the present essay aims to clarify how the exploration and production of shale gas takes place and what would be its potential harmful effects to the environment, demonstrating that there are diverging scientific opinions over the most relevant of such effects. The description of the existing regulatory instruments in Brazil, such as ANP Resolution No. 21/2014, is also provided herein, as well as the description of the current legal proceedings and bills over the matter. Following, this essay also describes how the shale gas matter was solved in four states/countries, as to verify if there are any valuable lessons for Brazil. Based on the scientific uncertainty over the potential environmental damages and impacts, the precautionary rule is herein analyzed, aiming to understand how precaution may be applied to shale gas and to other cases under similar scientific uncertainty. Initially, the doctrine of absolute precaution is presented, followed by the main critics to precaution. Finally, the main conclusion is that the path of interpretation for the shale gas case and for other cases with similar scientific uncertainty is the use of the precautionary rule modulated by proportionality, so that its application does not reflect an immediate prohibition, but the management of uncertainties through regulation. / No Brasil, a discussão a respeito da exploração e produção de gás de folhelho, conhecido de forma equivocada como “gás de xisto”, ganhou expressividade com a 12ª Rodada de Licitações promovida pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que licitou áreas com grande potencial exploratório para esse hidrocarboneto não convencional. O país apresenta o décimo maior potencial de gás de folhelho do mundo, porém, em razão da polêmica internacional que envolve essa fonte energética, principalmente em função de seus potenciais impactos e danos ambientais, a questão permanece judicializada e objeto de iniciativas legislativas, de forma que a produção desse hidrocarboneto no Brasil ainda não foi iniciada. Nesse âmbito, o presente trabalho visa esclarecer como se dá a exploração e produção do gás de folhelho e quais seriam seus potenciais efeitos nocivos ao meio ambiente, demonstrando a divergência existente na comunidade científica sobre os mais relevantes desses potenciais efeitos. O trabalho também traz a descrição dos instrumentos regulatórios já existentes sobre o gás de folhelho no Brasil, como a Resolução ANP nº 21/2014, bem como dos processos judiciais e projetos de leis existentes sobre a questão. Em seguida, o presente trabalho também descreve como a questão do shale gas foi decidida em quatro estados/países, para verificar se podem ser extraídas lições para o Brasil. Com base na incerteza científica constatada sobre os potenciais danos e impactos ambientais, o postulado da precaução é aqui analisado, visando compreender como ele pode ser aplicado ao caso do gás de folhelho e a outros casos de incerteza científica análoga. Inicialmente, é apresentada a doutrina da precaução absoluta, para posteriormente introduzir as principais críticas ao postulado. Por fim, conclui-se que o caminho para a interpretação do caso do gás de folhelho e de outros casos em que recai incerteza científica análoga é a utilização do postulado da precaução modulado pela proporcionalidade, de modo que sua aplicação não reflita uma proibição imediata, mas sim o gerenciamento das incertezas envolvidas por meio da regulação.

Submitted by PEDRO ROGERIO CLETO null (pedro.constant@gmail.com) on 2016-06-28T20:02:04Z No. of bitstreams: 1 Dissertacao_PedroCleto_VF.pdf: 6736443 bytes, checksum: adef1b42d29662c6340d24f74ffa54ec (MD5) / Approved for entry into archive by Ana Paula Grisoto (grisotoana@reitoria.unesp.br) on 2016-06-30T17:45:25Z (GMT) No. of bitstreams: 1 cleto_pr_me_bauru.pdf: 6736443 bytes, checksum: adef1b42d29662c6340d24f74ffa54ec (MD5) / Made available in DSpace on 2016-06-30T17:45:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 cleto_pr_me_bauru.pdf: 6736443 bytes, checksum: adef1b42d29662c6340d24f74ffa54ec (MD5) Previous issue date: 2016-05-09 / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) / A técnica de fraturamento hidráulico é amplamente utilizada na indústria petrolífera para aumentar a permeabilidade da rocha-reservatório numa região próxima ao poço e permitir a extração, e consequente produção, de hidrocarbonetos armazenados em seus poros. Primeiramente a rocha é perfurada criando-se um poço e então injeta-se fluido a uma pressão suficientemente alta para fraturar a rocha. A injeção contínua de fluido permite que as fraturas se propaguem pelo reservatório, formando assim canais de alta permeabilidade. A modelagem e simulação computacional de fraturamento hidráulico são complexas em função da física envolvida no processo. O presente trabalho objetiva o estudo da formação e propagação de fraturas induzidas hidraulicamente em meios rochosos de baixa permeabilidade e também tem o propósito de verificar se a metodologia adotada é capaz de reproduzir características apresentadas num processo de fraturamento hidráulico, como a pressão necessária para causar a ruptura da rocha. Para tal, apresenta-se a técnica de fragmentação da malha utilizando elementos finitos de elevada razão de aspecto (ou elementos de interface) para representar a fratura, aos quais são atribuídas relações constitutivas baseadas na mecânica do dano. Além disso, os elementos de interface também possuem um acoplamento hidromecânico capaz de representar o canal de alta permeabilidade devido à ocorrência da fratura. Os resultados obtidos mostraram que os elementos de interface associados à técnica de fragmentação da malha foram capazes de representar tanto a formação quanto a propagação das fraturas induzidas hidraulicamente. Os resultados também mostraram que as curvas de pressão obtidas corresponderam àquelas idealizadas teoricamente. / The hydraulic fracturing technique is widely used to increase the permeability of reservoirs in the vicinity of the well and to allow the extraction and subsequent production of hydrocarbons trapped in its pores. Firstly, the rock is drilled, creating a well and then a fluid is injected at a sufficiently high pressure to fracture the rock. The continuous fluid injection allows the fractures to propagate through the reservoir, thereby forming some high permeability paths. The computer modeling and simulation of hydraulic fracturing are complex due to the physics involved in the process. This work aims to study the formation and propagation of hydraulically induced fractures in rocky media with low permeability and also aims to verify if the adopted methodology is able to reproduce the characteristics presented in a hydraulic fracturing process, as for instance, the required pressure to cause the breakdown of the rock. For this purpose, it is presented the mesh fragmentation technique using finite elements with a high aspect ratio (or interface elements) to represent the fracture, which are assigned constitutive relations based on damage mechanics. Besides, the interface elements also have a hydromechanical coupling which is able to represent the high permeability path due to the fracture. The results showed that the interface elements associated with the mesh fragmentation technique were able to represent both the formation and the propagation of hydraulically induced fractures. The results also showed that the obtained pressure curves corresponded to those theoretically idealized.

Durante a perfuração de poços de petróleo, a determinação do perfil de temperaturas no poço é importante para tomada de decisões relativas ao processo de cimentação, para a seleção de revestimento do poço e equipamentos e, sobretudo, na identificação de zonas de influxo e perda de circulação. Neste trabalho é proposto um modelo matemático da transferência de calor em regime transitório do escoamento de fluido de perfuração em poços fraturados com perda de circulação. O poço é representado de maneira simplificada através de um cilindro anular concêntrico, cuja parede externa (interface poço-formação) apresenta uma ou mais fraturas discretas. Para a obtenção do modelo térmico é realizado um balanço de energia com foco nas trocas de calor entre a coluna de perfuração, região anular e formação rochosa. A característica principal do modelo proposto é a possibilidade de detecção da posição e número de fraturas a partir do perfil do gradiente térmico da região anular ao longo poço. Para tanto, com o código numérico, obtido via método dos volumes finitos, investiga-se a influência de parâmetros: da fratura (profundidade relativa, perda de circulação, número e distância entre fraturas), físicos (tempo de circulação) e do regime de escoamento (número de Reynolds e viscosidade dos fluidos de perfuração). As variáveis-resposta principais analisadas são a temperatura da região anular e o gradiente térmico. Como variáveis-resposta secundárias são utilizadas as evoluções térmicas da temperatura no fundo do poço e na saída da região anular. É constatado que o aumento da profundidade relativa ou número de fraturas diminui a temperatura do fundo do poço, sem causar variação significativa na temperatura de saída do anular. Para a variação da perda de circulação, o efeito na temperatura do fundo do poço é similar ao da variação do aumento da profundidade relativa da fratura, no entanto são observadas diferenças na temperatura de saída. Além disso, é verificado que, conforme se aumenta o número de fraturas distribuídas ao longo da profundidade do poço, a temperatura do poço tende ao caso de poço não fraturado. De maneira similar é evidenciada a tendência de que a diminuição na distância entre fraturas se aproxima dos resultados para um poço com uma única fratura. Finalmente, o aumento da perda de circulação facilita a detecção de fraturas devido a respectiva mudança na descontinuidade do perfil do gradiente térmico da região anular. / During oil drilling operations, the wellbore temperature profile is used when selecting well casing materials, making cementation related decisions, and, most importantly, to identify loss zones. In this work, a transient heat transfer mathematical model for a fractured wellbore is proposed. The well has its geometry simplified to a concentric annular cylinder which has one or more discrete fracture in its external wall (wellformation interface). In order to obtain the thermal model an energy balance is used, focusing the heat transfer between the pipe, the annular region and the formation. The key characteristic of the model is the fracture detection through thermal gradient graphical analysis. The thermal gradient is an output of the solution of the discretized energy equation in the domains, obtained through the finite volume method. The following parameters are investigated: fracture depth, fracture number, fracture interference, loss circulation, circulation time, Reynolds number and drilling fluid viscosity. The analysis is done through the analysis of the annular region temperature profile and its gradient, along with the thermal evolution of both the bottomhole and outlet temperatures. It is verified that increasing the fracture relative depth or number decreases the bottomhole temperature, while having no significant impact in the outlet temperature. The same bottomhole temperature effect is noted when increasing loss rate, however outlet temperature changes are observed. In a similar way, when decreasing the distance between fractures, the temperature profile in the annular region trends to a wellbore with a single fracture. Finally, increasing loss rate favors fracture detection, since the discontinuity in the annular region thermal gradient profile is intensified.

Durante a perfuração de poços de petróleo, a determinação do perfil de temperaturas no poço é importante para tomada de decisões relativas ao processo de cimentação, para a seleção de revestimento do poço e equipamentos e, sobretudo, na identificação de zonas de influxo e perda de circulação. Neste trabalho é proposto um modelo matemático da transferência de calor em regime transitório do escoamento de fluido de perfuração em poços fraturados com perda de circulação. O poço é representado de maneira simplificada através de um cilindro anular concêntrico, cuja parede externa (interface poço-formação) apresenta uma ou mais fraturas discretas. Para a obtenção do modelo térmico é realizado um balanço de energia com foco nas trocas de calor entre a coluna de perfuração, região anular e formação rochosa. A característica principal do modelo proposto é a possibilidade de detecção da posição e número de fraturas a partir do perfil do gradiente térmico da região anular ao longo poço. Para tanto, com o código numérico, obtido via método dos volumes finitos, investiga-se a influência de parâmetros: da fratura (profundidade relativa, perda de circulação, número e distância entre fraturas), físicos (tempo de circulação) e do regime de escoamento (número de Reynolds e viscosidade dos fluidos de perfuração). As variáveis-resposta principais analisadas são a temperatura da região anular e o gradiente térmico. Como variáveis-resposta secundárias são utilizadas as evoluções térmicas da temperatura no fundo do poço e na saída da região anular. É constatado que o aumento da profundidade relativa ou número de fraturas diminui a temperatura do fundo do poço, sem causar variação significativa na temperatura de saída do anular. Para a variação da perda de circulação, o efeito na temperatura do fundo do poço é similar ao da variação do aumento da profundidade relativa da fratura, no entanto são observadas diferenças na temperatura de saída. Além disso, é verificado que, conforme se aumenta o número de fraturas distribuídas ao longo da profundidade do poço, a temperatura do poço tende ao caso de poço não fraturado. De maneira similar é evidenciada a tendência de que a diminuição na distância entre fraturas se aproxima dos resultados para um poço com uma única fratura. Finalmente, o aumento da perda de circulação facilita a detecção de fraturas devido a respectiva mudança na descontinuidade do perfil do gradiente térmico da região anular. / During oil drilling operations, the wellbore temperature profile is used when selecting well casing materials, making cementation related decisions, and, most importantly, to identify loss zones. In this work, a transient heat transfer mathematical model for a fractured wellbore is proposed. The well has its geometry simplified to a concentric annular cylinder which has one or more discrete fracture in its external wall (wellformation interface). In order to obtain the thermal model an energy balance is used, focusing the heat transfer between the pipe, the annular region and the formation. The key characteristic of the model is the fracture detection through thermal gradient graphical analysis. The thermal gradient is an output of the solution of the discretized energy equation in the domains, obtained through the finite volume method. The following parameters are investigated: fracture depth, fracture number, fracture interference, loss circulation, circulation time, Reynolds number and drilling fluid viscosity. The analysis is done through the analysis of the annular region temperature profile and its gradient, along with the thermal evolution of both the bottomhole and outlet temperatures. It is verified that increasing the fracture relative depth or number decreases the bottomhole temperature, while having no significant impact in the outlet temperature. The same bottomhole temperature effect is noted when increasing loss rate, however outlet temperature changes are observed. In a similar way, when decreasing the distance between fractures, the temperature profile in the annular region trends to a wellbore with a single fracture. Finally, increasing loss rate favors fracture detection, since the discontinuity in the annular region thermal gradient profile is intensified.