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Made available in DSpace on 2015-06-26T02:29:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 000471127-Texto+Completo-0.pdf: 569 bytes, checksum: 1c36e5643bff44899e41efe94ab43a6b (MD5) Previous issue date: 2014 / The search for the exploration and production of gas in unconventional reservoirs such as shale gas (shale gas) means a possibility of better use of energy resources in Brazil. While the global energy dynamics, through natural resources, technological advances, markets and institutions that shape today, determine the energy of tomorrow. However, shale gas production has a shorter life cycle, so it can be stated that provides a rapid return on investment, unlike the production of conventional reservoirs with return medium to long term. From this perspective, an analysis of geochemical and mineralogical parameters of shales of the Irati and Palermo formations for hydrocarbons research (oil and gas) will be held in the areas studied, estimating the geochemical and mineralogical potential of these targets for oil reservoirs and unconventional gas. The geochemical and mineralogical parameters to be analyzed and studied for the evaluation are: mineral matter by gravimetric analysis measuring the remaining mineral content after combustion, elemental composition (by total organic carbon analysis (TOC), total carbon (TC), hydrogen (H) and total sulfur (TS)) and clay (by infrared spectroscopy, scanning electron microscopy (SEM) and X-ray diffraction (XRD), moreover, the methane adsorption capacity of will be assessed in shales).Through the study of the elemental analysis in Irati shale formations and Palermo, it was found that the potential for hydrocarbon generation is found medium and medium to high, respectively. In addition, the main clay minerals present in the reservoirs in Irati formations and Palermo are: illite, kaolinite, smectite and chlorite, but also observed the presence of minerals such as quartz and pyrite Formation for Palermo, as well as quartz and analcime to Irati Formation. Thus, the results obtained for sample adsorption formation Palermo (238. 50 m depth) was 13. 72 cm³/g, for the samples of Irati (m depths of 95. 30, 107. 50 and 218. 45) were 6. 17 cm³/g, 4. 61 cm³/g and 11. 73 cm³/g. / A pesquisa para a exploração e produção de gás em reservatórios não-convencionais, como o gás de folhelho (shale gas), significa uma possibilidade de maior aproveitamento dos recursos energéticos do Brasil. Ao passo que a dinâmica energética mundial, através dos recursos naturais, avanços tecnológicos, mercados e instituições que se configuram hoje, determinam a energia de amanhã. Contudo, a produção de shale gas apresenta um ciclo de vida mais curto, por isso pode-se afirmar que apresenta um retorno rápido do investimento, diferentemente da produção dos reservatórios convencionais com retorno de médio à longo prazo. Nessa perspectiva, será realizada uma análise de parâmetros geoquímicos e mineralógicos dos folhelhos das formações Irati e Palermo para a investigação de hidrocarbonetos (óleo e gás) nas áreas estudadas, estimando o potencial geoquímico e mineralógico destes alvos para reservatórios de óleo e gás não-convencional. Os parâmetros geoquímicos e mineralógicos a serem analisados e estudados para a avaliação serão: matéria mineral através da análise gravimétrica mensurando o conteúdo mineral remanescente após a sua combustão, composição elementar (através da análise de carbono orgânico total (COT), carbono total (CT), hidrogênio (H) e enxofre total (ST)) e argilominerais (através da espectroscopia de infravermelho, microscopia eletrônica de varredura (MEV) e difratometria de raios-X (DRX), além disto, será avaliada a capacidade de adsorção de metano dos folhelhos).Através das análises elementares dos folhelhos estudados nas formações Irati e Palermo, constatou-se que o potencial de geração de hidrocarbonetos encontrado é médio e médio à alto, respectivamente. Além disso, os principais argilominerais presentes nos reservatórios nas Formações Irati e Palermo são: ilita, caulinita, esmectita e clorita, mas observa-se também a presença de minerais como quartzo e pirita para Formação Palermo, bem como, quartzo e analcima para 13 Formação Irati. Assim sendo, os resultados obtidos de adsorção para a amostra da Formação Palermo (profundidade 238,50 m) foi 13,72 cm³/g e para as amostras das Formações Irati (profundidades de 95,30 m, 107,50 m e 218,45 m) foram 6,17 cm³/g e 4,61 cm³/g e 11,73 cm³/g.

Submitted by Maria Cristina (library@lncc.br) on 2017-08-10T14:46:54Z No. of bitstreams: 1 tese_AlineRocha_2017.pdf: 17879231 bytes, checksum: 4f4051ece6ff4381064ab5338f79624d (MD5) / Approved for entry into archive by Maria Cristina (library@lncc.br) on 2017-08-10T14:47:10Z (GMT) No. of bitstreams: 1 tese_AlineRocha_2017.pdf: 17879231 bytes, checksum: 4f4051ece6ff4381064ab5338f79624d (MD5) / Made available in DSpace on 2017-08-10T14:47:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_AlineRocha_2017.pdf: 17879231 bytes, checksum: 4f4051ece6ff4381064ab5338f79624d (MD5) Previous issue date: 2017-03-20 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) / In this work we construct a new multiscale computational model to describe the flow of gases in unconventional reservoirs (shale gas) containing distinct levels of fractures (natural and hydraulic). Such reservoirs exhibit peculiar characteristics that make an accurate description of the physical phenomenon involved a hard task. Among the characteristics we can highlight the low permeability (order of nanodarcys) and the multiple levels of porosity related to the multiple scales involved. In the present work the multiscale modeling of the gas flow is built with the formal homogenization procedure. The geological formation is characterized by four distinct length scales. The finest one, the nanoscopic, is related to the nanopores in the organic matter (kerogen) where gas is adsorbed. In order to accurately describe the gas adsorption in kerogen we pursue in the context of the Thermodynamics of Inhomogeneous Fluids. More precisely, the isotherms that describe the gas adsorption in nanopores are built based on the Density Functional Theory (DFT). The upscaling to the microscale is reached through the homogenization procedure. The window of observation related to this scale is composed of kerogen aggregates and inorganic matter (clay, quartz, calcite). Such phases are separated by the network of interparticle pores exibting characteristic length between 10^{-4} and 10^{-9} meters. The micropores are partially-saturated, filled with a free gas phase in thermodynamic equilibrium with the dissolved gas in the aqueous phase. The model considers immobile water phase with the equation of fickian diffusion of the dissolved gas coupled to the Darcyan flow of the free gas. At the mesoscale the shale matrix (where interparticle pores, kerogen aggregates and inorganic matter are envisioned as an homogenized media) is intertwined by the network of natural fractures exhibiting preferred paths for the flow of gas. The upscaling of this coupled system of partial differential equations gives rise to a macroscopic model of double porosity in the sense of Arbogast and coworkers (ARBOGAST; DOUGLAS JR.; HORNUNG, 1990). Within this context the shale matrix behaves as a microstructural distributed mass source term in the mass balance equation that describes the gas movement in the homogenized network of natural fractures. Finally we establish the coupling between the hydrodynamics in the networks of natural and hydraulic fractures, where single phase gas flow takes place. Such coupling is accomplished by reduced dimension techniques where induced fractures are treated as (n-1), n = 2,3 lower dimensional geological objects. The resulting model is composed of three partial differential nonlinear equations governing the gas hydrodynamics in the shale matrix and networks of natural and hydraulic fractures. In order to decouple the system we proceed within the context proposed by Arbogast (ARBOGAST,1997) which adopts a variable decomposition leading to the numerical solution of independent subsystems. This strategy allows the solution of the system mentioned above to be made in a sequential form avoiding additional iterations between the subsystems. The resultant governing equations are discretized by the finite element method with the introduction of submeshes to threat the gas transport in shale matrix and compute the source term in the pressure equation of the natural fractures network. The discretized model is used to simulate gas production as well as transient well tests. Promising numerical results are obtained which can be used to improve the description of the involved phenomena giving rise to new diagnostic curves to the characterization of unconventional reservoirs. / Neste trabalho propomos um novo modelo computacional multiescala para descrever o transporte de gases em reservatórios não convencionais (shale gas) com distintos níveis de fraturas (naturais e hidráulicas). Tais reservatórios apresentam características bastante peculiares que tornam a descrição acurada dos fenômenos físicos envolvidos uma tarefa árdua. Dentre estas características podemos ressaltar a baixíssima permeabilidade (da ordem de nanodarcys) e os múltiplos níveis de porosidade associados às múltiplas escalas envolvidas. No presente trabalho a modelagem multiescala do transporte do gás metano é construída fazendo uso do processo formal de homogeneização. O modelo considera o reservatório descrito por quatro escalas espaciais distintas. A escala mais fina, nanoscópica, é associada aos nanoporos na matéria orgânica (querogênio) onde o gás encontra-se adsorvido. Para descrever precisamente a adsorção do gás no querogênio fazemos uso da Termodinâmica de Gases Confinados. Mais precisamente, as isotermas de adsorção do gás nos nanoporos são construídas fazendo uso da Density Functional Theory (DFT). Através do processo de homogeneização é realizado o upscaling para a escala intermediária (microscópica). A janela observacional associada a esta escala consiste dos agregados de querogênio juntamente com a matéria inorgânica (considerada impermeável) e rede de microporos que podem exibir tamanhos entre 10^{-4} a 10^{-9} metros. Consideramos estes, por sua vez, parcialmente saturados preenchidos por uma fase gás livre em equilíbrio termodinâmico local com o gás dissolvido na fase aquosa. O modelo considera a água estagnada com a equação de difusão fickiana do gás dissolvido acoplada ao escoamento do gás livre. Na mesoescala a matriz do folhelho (na qual microporos, agregados de querogênio e matéria inorgânica são tratados como um meio contínuo homogeneizado) é permeada por uma rede de fraturas naturais que exibem caminhos preferenciais para o movimento do gás. O processo do upscaling deste sistema acoplado de equações diferenciais parciais dá origem a um modelo macroscópico de porosidade dupla no sentido de Arbogast e colaboradores (ARBOGAST; DOUGLAS JR.; HORNUNG, 1990). Neste contexto, a matriz atua como uma fonte de massa distribuída microestruturalmente no balanço de massa que descreve o movimento do gás na rede de fraturas naturais. Finalmente estabelecemos o acoplamento entre as hidrodinâmicas nas redes de fraturas naturais e hidráulicas, onde ocorre o escoamento monofásico do gás livre. Tal acoplamento é realizado via técnica de redução de dimensão onde as fraturas hidráulicas são tratadas como objetos geológicos de dimensão reduzida (n-1), n=2,3. O modelo resultante é composto por três equações diferenciais parciais não lineares acopladas que governam a hidrodinâmica do gás na matriz e redes de fraturas naturais e hidráulicas. Com o intuito de desacoplar o sistema procedemos no contexto proposto por Arbogast (ARBOGAST,1997) que consiste em utilizar uma decomposição das variáveis resultando em subsistemas independentes a serem resolvidos numericamente. Esta escolha permite que o sistema supracitado seja resolvido de forma sequencial evitando a necessidade de iterações adicionais entre os subsistemas. Na discretização espacial adotamos o método de elementos finitos com a introdução de submalhas para tratar o transporte do gás na matriz e assim efetuar de forma precisa o cálculo do termo de fonte na equação da pressão do gás na rede de fraturas naturais. O modelo discreto é utilizado para o cômputo da produção de gás bem como para simular testes transientes de pressão em poços. Resultados numéricos promissores são obtidos os quais podem ser empregados para aprimorar a descrição dos fenômenos envolvidos e dar origem a novas curvas de diagnóstico para caracterização de propriedades de reservatórios não convencionais.

Submitted by Maria Cristina (library@lncc.br) on 2017-04-06T18:57:20Z No. of bitstreams: 1 thesisVolpatto.pdf: 4316650 bytes, checksum: 70380eace3eba66de52728f9d1d7ff89 (MD5) / Approved for entry into archive by Maria Cristina (library@lncc.br) on 2017-04-06T18:57:31Z (GMT) No. of bitstreams: 1 thesisVolpatto.pdf: 4316650 bytes, checksum: 70380eace3eba66de52728f9d1d7ff89 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-04-06T18:57:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 thesisVolpatto.pdf: 4316650 bytes, checksum: 70380eace3eba66de52728f9d1d7ff89 (MD5) Previous issue date: 2016-06-14 / Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / The present work aims at constructing a new sequential hydro-mechanical model of gas reservoirs. The new aspect of the proposed model lies on the derivation of new source terms in the subsystems of hydrodynamics and geomechanics. When compared with the fully-coupled formulation, where the two systems are solved simultaneously, the proposed formulation allows to explore the difference in the time-scales of the two phenomena. In addition the sequential formulation can be naturally extended to treat impermeable adjacent rocks and overcomes the problem of lack of stability in the impermeable regions of the geological formation. The formulation proposed based on the fixed stress split algorithm is unconditionally stable in the iterative procedure for coupling the two subsystems. This continuum problem is discretized by the Galerkin method coupled with fixed point algorithms to handle non-linearities present in the equation of state of the gas and in the coupling between the two subsystems. Numerical simulations are performed to illustrate the influence of geomechanical effects upon gas production. Comparisons between the well known one and two-way formulations are also presented. / O presente trabalho objetiva a construção de um novo modelo de acoplamento hidro-mecânico em reservatórios de gás. O aspecto inovador do modelo proposto reside na natureza sequencial do acoplamento, caracterizado pela decomposição do operador acoplado, levando ao surgimento de termos de fonte entre os subsistemas hidrodinâmica e geomecânico. Quando comparado com a formulação completamente acoplada, onde os dois sistemas são resolvidos simultaneamente, a formulação proposta permite a adoção de diferentes passos de tempo, extensão natural para descrever rochas adjacentes ao reservatório produtivo e não sofre de carência de estabilidade nas zonas impermeáveis da formação geológica. A formulação proposta, baseada no algoritmo “fixed stress split”, apresenta a propriedade de ser incondicionalmente estável no processo iterativo adotado na resolução dos dois subsistemas. A formulação sequencial é discretizada pelo método de Galerkin aliada com algoritmo de ponto fixo para tratar as não-linearidades presentes na equação de estado do gás e no acoplamento entre os dois subsistemas. Simulações numéricas são realizadas para ilustrar os efeitos geomecânicos sobre a produção de gás em reservatórios não convencionais de gás em folhelho. Comparações entre as formulações em uma-via e duas-vias, comumente discutidas em geomecânica de reservatórios, são apresentadas.