[pt] A viabilidade da exploração de um campo petrolífero está associada às características produtivas da formação, obtidas mediante o desenvolvimento e a aplicação de técnicas capazes de aumentar a economicidade dos poços. A técnica de estimulação mais utilizada atualmente é o fraturamento hidráulico, que tem como uma das etapas principais a injeção de um material granular, denominado de propante, para a manutenção da abertura da fratura. Tal técnica tem como obstáculo o refluxo do propante para o interior do poço (proppant flowback), ocasionando diversos problemas que podem levar à interrupção da produção do mesmo. Alguns modelos teóricos e empíricos foram desenvolvidos para a previsão desse fenômeno, mas os mecanismos que o governam não são ainda claramente explicados. Alguns fatores que influenciam na produção de propante são largura da fratura, tensão de fechamento, gradiente hidráulico e características do propante. O refluxo de propante não é considerado nos procedimentos atuais de projeto de fraturamento hidráulico. Nessa dissertação de mestrado foi desenvolvida uma ferramenta computacional com uma arquitetura orientada a objeto, em linguagem de programação Java, para a análise de estabilidade do propante no interior da fratura com base em modelos empíricos e teóricos. Além disso, foi investigada a influência da inclusão de restrições no projeto de fraturamento de modo a prevenir o fenômeno. Busca-se, desse modo, a obtenção de melhores projetos de fraturamento hidráulicos com prevenção do refluxo de propante, garantindo a produtividade do poço e prolongando sua vida útil. / [en] The viability of the exploration of an oil field is associated with the productive characteristics of the formation, guaranteed by means of the development and application of techniques capable of increasing the productivity and the economy of the oil fields. The currently most used stimulation technique is hydraulic fracturing, by which one of the main stages is the injection of a granular material called proppant to keep the fracture open and enhance fracture permeability. This technique presents as a drawback the phenomenon known as proppant flowback. The proppant is carried to the inside of the well causing many problems which can lead to production interruption. Some empirical and theoretical models for its prediction have been developed, however the mechanisms that govern it are still not clearly explained. Parameters that are related to proppant flowback are fracture width, closure pressure, drag force and proppant characteristics. Proppant flowback prediction is not included in today s procedures of the hydraulic fracturing project. In the present work a computational tool for proppant stability analysis was developed based on empirical and theoretical prediction models. This tool has an object oriented architecture written in Java language. The influence of the introduction of restrictions to prevent proppant production in the hydraulic fracture design procedure was also investigated. In this way, it is aimed to obtain hydraulic fracturing projects by which proppant flowback is prevented in field situations assuring well productivity and extending its activity period.

[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.

[pt] Um dos principais objetivos da engenharia de petróleo é desenvolver e aplicar técnicas capazes de aumentar a produtividade de poços de petróleo, incluindo a estimulação do poço por operações de fraturamento hidráulico. Estudos sobre a propagação de fraturas podem ser feitos analiticamente para algumas situações simplificadas envolvendo homogeneidade, isotropia e condições de contorno simples do meio geológico, ou pela aplicação de métodos numéricos, como o método dos elementos finitos, para casos mais complexos. A presente pesquisa apresenta análise numérica de fraturamento hidráulico utilizando o método estendido dos elementos finitos (XFEM), em conjunto com o modelo constitutivo de dano da Zona Coesiva (MZC). No método estendido dos elementos finitos a geometria da fratura se torna independente da malha, permitindo a propagação da fratura através do domínio, dispensando sucessivas gerações de malha necessárias na aplicação do método convencional dos elementos finitos. Os resultados numéricos obtidos foram comparados com soluções analíticas assintóticas no caso limite em que o regime da propagação é dominado pela rigidez da rocha, obtendo uma boa concordância. Adicionalmente, foram investigados os efeitos de diferentes parâmetros do fluido de injeção e as características de propagação da fratura quando a interface entre diferentes camadas geológicas é inclinada, mostrando dependência do ângulo de inclinação, das propriedades do material e das tensões in-situ. / [en] One of the main objectives of petroleum engineering is to develop and apply techniques capable of increasing the productivity of oil wells, including the stimulation of well by hydraulic fracturing operations. Studies on the propagation of fractures can be done analytically for some simplified situations involving homogeneity, isotropy and simple boundary conditions of the geological medium, or by the application of numerical methods, such as the finite element method, for more complex cases. The present research presents a numerical analysis of hydraulic fracturing using the extended finite element method (XFEM), in conjunction with the damage constitutive model of Cohesive Zone (MZC). In the extended finite element method the fracture geometry becomes independent of the mesh, allowing the propagation of the fracture through the domain without successive mesh generations as necessary in the conventional finite element method. The computed numerical results were compared with asymptotic analytical solutions in the limit case in which the propagation regime is dominated by the rigidity of the rock with good compatibility. In addition, this study investigates the effects of different parameters of the injection fluid and the fracture propagation characteristics when the interface between different geological layers is inclined, shows dependency between the angle of inclination with the properties of the material and the in-situ stresses.

[pt] Esta dissertação teve por objetivo expor os principais diferenciais entre um software comercial de projeto de fraturamento hidráulico (FH) com desenvolvimento de rede de fraturas discretas tridimensional e softwares de projeto de fraturamento convencional, apresentando uma análise dos efeitos da variação dos principais parâmetros que influenciam os resultados da simulação em cima de um caso real (Coeficiente de Filtrado Total e Espaçamento entre Planos de Fratura). Como esclarecimento do principal cenário de fraturamento não convencional foram apresentadas a descrição e principais propriedades de shale gas/oil (gás de folhelho e óleo de folhelho), expondo em seguida as teorias das geometrias ortogonais e a importância das fraturas naturais que embasam as doutrinas do DFN. Enquanto no fraturamento convencional adota-se um modelo de fratura planar com duas asas simétricas em relação ao poço, no fraturamento em shale gas/oil o modelo atualmente aceito é o de criação/ativação de uma fratura dominante e uma rede de fraturas paralelas e fraturas ortogonais à dominante. Foram apresentados as premissas da modelagem, as equações adicionais em relação ao FH convencional, os critérios adotados para a solução destas equações e os dados de entrada adicionais relativos à rede de fraturas. Para ilustrar os diferenciais de modelagem convencional e com rede de fraturas discretas foram apresentadas as equações governantes de um simulador pseudotridimensional convencional (P3D) e as equações governantes do simulador com criação de rede de fraturas estudado (MShale). Uma vez que os dados de entrada adicionais são o maior desafio para os projetistas de FH, apresentou-se um capítulo sobre os mesmos, com um exemplo de entrada de dados real comentado e um capítulo descrevendo as formas de saída de dados do simulador. Concluiu-se que o coeficiente de filtrado total tem grande impacto na geometria e condutividade da fratura dominante e rede de fraturas secundárias, influenciando também as concentrações de agente de sustentação, como também ficou provado que a interação entre fraturas responde pela variação do espaçamento assumido entre os planos de fratura. Verificou-se que não se deve usar softwares de projeto de fraturamento convencional em cenários de reservatórios não convencionais, pois os resultados são irrealistas. Apontou-se deficiências do software de projeto de fraturamento hidráulico com rede de fraturas analisado, como a falta de opção de se considerar, para cada fluido utilizado, o seu respectivo coeficiente de filtrado total. Espera-se que esta dissertação seja útil aos projetistas de fraturamento hidráulico ao lidar com reservatórios não convencionais como shale gas/oil e que estimule o interesse da academia por este tema. / [en] This dissertation aimed to present the main differences between commercial software for hydraulic fracturing with the development of a three - dimensional discrete fracture network and conventional fracture design software, presenting an analysis of the effects of the variation of the main parameters that influence the simulation results on a real case (Total Leakoff Coefficient and Spacing between Fracture Plans). As a clarification of the main unconventional fracturing scenario, the description and main properties of shale gas/oil were presented. Following the theories of the orthogonal geometries and the importance of the natural fractures that support the doctrines of the DFN. While in the conventional fracture, a planar fracture model with two symmetrical wings is used in relation to the well, in the shale gas/oil fracturing, the currently accepted model is the creation/activation of a dominant fracture and a network of parallel fractures and fractures orthogonal to the dominant. The modeling assumptions, the additional equations in relation to the conventional hydraulic fracture, the criteria adopted for the solution of these equations and the additional input data related to the fracture network were presented. To illustrate the conventional modeling differences and discrete fracture network, we have presented the governing equations of a conventional pseudo-three-dimensional simulator (P3D) and the governing equations of the simulator with the creation of a fracture network studied (MShale). Since additional input data is the biggest challenge for hydraulic fracturing designers, a chapter on them has been presented, with an example of actual commented data input and a chapter describing the simulator data output. It was concluded that the total filtration coefficient has a great impact on the geometry and conductivity of the dominant fracture and the network of secondary fractures, also influencing the concentrations of proppant, as it was also proved that the interaction between fractures corresponds to the variation of the assumed spacing between the fracture planes. It was verified that conventional fracture design software should not be used in scenarios of non-conventional reservoirs, because the results are unrealistic. It was pointed out deficiencies of the software of hydraulic fracturing with analyzed network of fractures, as the consideration of constant coefficient of filtration throughout the operation. It is hoped that this dissertation will be useful to hydraulic fracturing designers when dealing with unconventional reservoirs such as shale gas / oil and to stimulate the interest of the academy on this subject.

[pt] Este trabalho faz uma análise da variação dos parâmetros que têm importância na propagação de fraturas hidráulicas e da influência desses parâmetros na conten-ção do fraturamento. Os experimentos numéricos foram feitos em um modelo 2D utilizando um simulador de elementos finitos com acoplamento sequencial hidro-dinâmico, tendo como premissa o comportamento dos processos envolvidos em es-tado estacionário. Inicialmente foram feitos testes de validação das soluções numé-ricas empregadas neste trabalho a partir de casos cujas soluções são bem conheci-das. Então, efeitos de variações de poropressão, de estado de tensões, propriedades das rochas, intervalos de início da fratura hidráulica, efeitos térmicos e o dano à permeabilidade da formação permoporosa foram utilizados para avaliar a contenção da fratura hidráulica. Primeiramente os efeitos foram avaliados separadamente e, em seguida, foram combinados aos pares, por meio de sorteio, e então avaliados. Os estudos levaram à conclusão de que o fator de maior influência para o início da propagação da fratura hidráulica na rocha capeadora (primeiros metros) é o valor da tensão mínima de confinamento do reservatório e a continuidade da propagação vertical na rocha selante é dominada pelo contraste de tensões entre rochas reserva-tório e capeadora. Entretanto, os demais parâmetros exercem influência na conten-ção do fraturamento hidráulico e devem ser levados em consideração neste tipo de estudo, principalmente os que servirão de insumo para a tomada de decisões. / [en] This master thesis analyzes the parameter s variation on the hydraulic frac-ture s propagation importance and the influence of these parameters on fracture containment. The numerical experiments were performed in a 2D model using a finite element simulator with sequential hydrodynamic coupling, having the sta-tionary behavior of the processes involved as premise. Validation tests were ini-tially performed for the numerical solutions used in this thesis from cases which solutions are well known. Then, effects of pore pressure variations, stress state, rock properties, hydraulic fracture opening intervals, thermal effects, and damage to the permoporous formation were used to evaluate the hydraulic fracture containment. At first, the effects were evaluated separately, then sorted for pair combinations, so they could be analyzed. These analyzes led to the conclusion that the most influen-tial factor for the hydraulic fracture initial propagation in the cap rock (first meters) is the reservoir’s minimum confinement stress value, and the vertical propagation continuity in the sealing rock is dominated by the stress contrast between reservoir and cap rocks. However, other parameters influence the hydraulic fracturing con-tainment and should be considered for this type of study, especially those that will serve as input for decision-making.

[pt] O processo de fraturamento hidráulico tem sido amplamente usado para aumentar o volume de petróleo e gás extraído na indústria petroleira. Durante a injeção de fluido, uma região determinada do reservatório é fraturada com a finalidade de aumentar a permeabilidade do meio poroso, de tal forma que o fluxo do fluido desde o reservatório para o poço seja favorecido notoriamente. Porém, este processo pode ocasionar danos ambientais tais como contaminação de aguas subterrâneas, vazamentos de gás, fraturas indesejadas nas camadas capeadoras pela injeção de agua e atividade sísmica fazendo primordial um estudo rigoroso do fraturamento hidráulico com a finalidade de reduzir os riscos potenciais associados a esta operação. Umas das metodologias usadas para projetar o fraturamento hidráulico é a simulação computacional. É possível determinar o volume injetado e a potência da bomba de injeção necessária para obter a geometria de fratura (comprimento, abertura e altura) desejada. A modelagem numérica através de elementos coesivos acoplados do processo de fraturamento hidráulico pode ser efetuada considerando o processo transiente ou permanente, tendo geometrias da fratura e curvas de injeção diferentes. Neste trabalho foi simulado numericamente o modelo KGD nos regimes de fluxo transiente e permanente para dois casos de estudo, (1) injeção numa única camada e (2) injeção em três camadas com contraste de tensões e poropressões entre elas. O estudo numérico foi desenvolvido usando o método dos elementos finitos com modelo de zona coesiva no software Abaqus o qual foi comparado com as soluções analíticas do KGD no regime dominado pela rigidez (Vértice-K) para uma camada e de Simonson e Fung para três camadas. / [en] The hydraulic fracturing process has been widely used to improve oil and gas recovery in the petroleum industry. During the fluid injection, the desired section of rock formation is fractured in order to increase the permeability of the medium that can facilitate the flow of oil to a producing well. However, this process can lead to potential environmental risks such as seismic activity, unwanted fractures in cap layers by water injection, water contamination and gas leakage making primordial to develop a rigorous study in order to reduce this environmental risks associated to hydraulic fracturing. One of the studies developed to design the hydraulic fracturing is computational simulation to determine the fluid volume and hydraulic horsepower required in order to produce the wanted fracture geometry (length, opening and height). The numerical modelling of fracturing process by using fully coupled cohesive element hydraulic can be carried out considering either a steady state or a transient analysis, which modify the fracture geometry and injection pressure. In this work, the KGD model is simulated in transient and steady analysis for two cases: (1) injection in a single layer formation and (2) injection in tri-layered formation with stress and porepressure contrast between them. The numerical simulation of a hydraulic fracturing is carried out using the finite element method with the zone cohesive model in Abaqus whose results are compared with analytical solutions of toughness-dominated propagation regime for the one layer formation model and Simonson and Fung analytical solutions for tri-layered formations model.

[pt] Reservatórios de shale gas/shale oil possuem elevado grau de anisotropia devido à presença de fraturas naturais (NFs) e também da orientação dos estratos. Com isso as fraturas induzidas hidraulicamente (HFs) interagem com as NFs e geram uma rede de fraturas com morfologia complexa. A existência de NFs modifica o campo de tensões no folhelho e influencia diretamente o comportamento geomecânico das HFs durante a operação de fraturamento, gerando ramificações na fratura dominante e contribuindo para a formação da rede complexa de fraturas. A construção de uma rede de fraturas aumenta significativamente a condutividade da formação, pois conecta fraturas e poros que anteriormente encontravam-se isolados, incrementando assim o índice de produtividade dos poços e proporcionando maior viabilidade econômica nos projetos em reservatórios de shale gas/oil. Este trabalho apresenta uma análise de sensibilidade da influência do espaçamento entre fraturamentos na construção da rede de fraturas complexas gerada em shales, visando entender como este parâmetro modifica o volume de reservatório estimulado e a distribuição de propante na rede de fraturas, de maneira a evitar problemas nesta fase do projeto e assim, manter a sustentação da rede economicamente viável. A revisao de literatura contempla os principais trabalhos publicados sobre este tema e os modelos não-convencionais de fraturas (UFM) usados para a modelagem da rede de fraturas complexas. A análise de sensibilidade será realizada por meio do software MShale, que usa um método estocástico de rede de fraturas discretas (DFN) e resolve numericamente as equações de equilíbrio e da poroelasticidade para shales, em termos de tensões efetivas, além das equações de conservação de massa, momento linear e energia com dissipação viscosa para escoamento lento (creeping flow). Para a análise, os demais parâmetros que influenciam na contrução da rede serão mantidos constantes e somente o espaçamento entre fraturamentos sofrerá variação. / [en] Shale gas/shale oil reservoirs have a high degree of anisotropy due to the presence of natural fractures (NFs) and also the orientation of beddings. Thus, hydraulically induced fractures (HFs) interact with NFs and generate a network of fractures with complex morphology. The existence of NFs modifies the stress field in the shale and directly influences the geomechanical behavior of the HFs during the fracturing operation, generating branches in the dominant fracture and contributing to the complex network of fractures. The construction of a network of fractures significantly increases the conductivity of the formation, as it connects previously isolated fractures and pores, thus increasing the productivity index of the wells and providing greater economic viability in the shale gas/oil reservoir designs. This work presents a sensitivity analysis of the influence of fracturing spacing in the construction of the network of complex fractures generated in shales, aiming to understand how this parameter modifies the volume of stimulated reservoir and the distribution of propant in the network of fractures, in order to avoid problems in this step of the design and thus, maintain the economical viability of the network. The literature review includes the main published works on this subject and the non-conventional fracture models (UFM) used to model the network of complex fractures. Sensitivity analysis will be performed using the MShale software, which uses a stochastic of the discrete fracture network (DFN) method and numerically solves the equilibrium equations and poroelasticity for shales in terms of effective stresses, in addition to mass conservation equations, linear momentum and energy with viscous dissipation for creeping flow. For the analysis, the other parameters that influence the construction of the network will be kept constant and only the spacing between fracturings will suffer variation.

[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.

[pt] Valkó e Oligney propuseram um modelo que estima a evolução da fratura utilizando uma interpretação direta da curva de pressão de fundo medida durante uma operação de fracpack. Os únicos dados de entrada necessários para a aplicação do modelo são os registros geralmente disponíveis durante e após a operação. Considerando uma fratura de geometria radial e utilizando equações simples de fluxo e de geomecânica, o modelo obtém raios de empacotamento a partir da inclinação positiva da curva de pressão de fundo nos períodos de tip screenout. Nesta dissertação o modelo de Valkó e Oligney é aprimorado com a inclusão e o ajuste das equações de estado para o crescimento da fratura e para o processo de filtração, respectivamente. O modelo é também estendido para outras geometrias bidimensionais de fratura, PKN e KGD. A aplicação do modelo foi realizada utilizando os registros de pressão de oito operações de fracpack. Os resultados obtidos são a curva de propagação da fratura, o crescimento da abertura, a eficiência ao longo do tempo e a distribuição final do agente de sustentação na fratura. Para a validação desses resultados foram utilizados dois simuladores comerciais com modelos tridimensionais. Os estudos de caso indicaram que os ajustes realizados aproximaram os resultados do modelo aos obtidos nos simuladores comerciais. Além disso, a aplicação dos modelos desenvolvidos para cada geometria de fratura e a comparação com os resultados dos simuladores comerciais, permitiu confirmar a tendência esperada que, durante uma operação de fracpack, a geometria da fratura se aproxima da radial. / [en] Valkó and Oligney developed a model to estimate fracture evolution using a direct interpretation of the measured bottom hole pressure curve during a fracpack operation. The only input data needed to use the model are the usual records of the job, available during and after the operation. Considering radial fracture geometry and using simplified equations of flow and geomechanics, the model estimates a packing radius of the fracture using the slope of the increasing bottom hole pressure curve during the tip screenout period. In this work, Valkó and Oligney method is enhanced with the inclusion of state equations for the fracture growth and for the leakoff process in order to improve the model, but still maintaining minimum input data. The method is also extended to other two-dimensional fracture geometries, PKN and KGD. To apply the enhanced method, eight fracpack operation data were used. The results obtained are fracture propagation, width growth and fluid efficiency in time as well as the final proppant distribution in the fracture. To validate these results, this work used two commercial simulators with three-dimensional models. The case studies show that the modifications done to Valkó and Oligney method approximate the two-dimensional model results to the ones obtained using the commercial simulators with threedimensional models. Furthermore, the comparison between the application of the model for each fracture geometry and the commercial simulators results confirmed the expected tendency for the fracture geometry during a fracpack operation, which is a radial fracture.

[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.