Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Civil e Ambiental, 2012. / Submitted by Alaíde Gonçalves dos Santos (alaide@unb.br) on 2012-09-13T14:33:51Z No. of bitstreams: 1 2012_SylviaReginaCorreaBrantPereiradeJesus.pdf: 5657146 bytes, checksum: 2921af0a4915a6e9501c51b8ce0405aa (MD5) / Approved for entry into archive by Leandro Silva Borges(leandroborges@bce.unb.br) on 2012-09-14T17:26:24Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2012_SylviaReginaCorreaBrantPereiradeJesus.pdf: 5657146 bytes, checksum: 2921af0a4915a6e9501c51b8ce0405aa (MD5) / Made available in DSpace on 2012-09-14T17:26:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2012_SylviaReginaCorreaBrantPereiradeJesus.pdf: 5657146 bytes, checksum: 2921af0a4915a6e9501c51b8ce0405aa (MD5) / A relação entre comportamento mecânico e hidráulico de meios porosos é objeto de estudo da geotecnia. Ferramentas numéricas são amplamente utilizadas para a solução de problemas que envolvem esses fenômenos. Há aplicação desse tipo de estudo na geomecânica de reservatórios de petróleo, que trata especificamente do comportamento hidromecânico das rochas-reservatório e dos fluidos em seu interior. Os modelos numéricos usualmente empregados na simulação de reservatórios adotam hipóteses simplifícadoras que, geralmente, não implicam perdas na representatividade do modelo. Há casos, porém, em que as condições do problema exigem o desenvolvimento dessas hipóteses. O objetivo desta pesquisa foi definir uma formulação hidromecânica acoplada para análise do problema de compactação em reservatórios de petróleo considerando compressibilidade do fluido e dos sólidos. Conceitos de engenharia de reservatórios ajudaram a definir tendências de comportamento dos reservatórios. Estratégias de acoplamento e aspectos relacionados a modelos numéricos foram discutidos. Assim, a formulação foi definida, com solução detalhada das equações de equilíbrio e de conservação de massa. Essa formulação foi implementada no programa de elementos finitos ALLFINE e testada para casos de adensamento unidimensional e bidimensional. Foram feitas análises de sensibilidade para parâmetros mecânicos (compressibilidade do fluido e dos sólidos) e hidráulicos (variação da permeabilidade combinada com compressibilidade do fluido). As análises mostraram que para um fluido mais compressível, a poropressâo é significativamente afetada, com retardo em sua dissipaçâo durante o adensamento. Além disso, observou-se que tensões elevadas ampliam os efeitos da compressibilidade do fluido. Isso é extremamente relevante na geomecânica de reservatórios, considerando o nível de tensão a que os reservatórios, geralmente, estão submetidos. A compressibilidade dos sólidos também foi avaliada, mostrando-se importante para níveis de tensão elevados, com variação significativa do coeficiente de Biot. As análises para permeabilidade mostraram que sua variação não sofre influência da compressibilidade do fluido. Esses efeitos puderam ser separados, com definição da zona de influência de cada. Observou-se, ainda, a formação de regiões com baixa permeabilidade em camadas que adensaram mais rapidamente, alterando o fluxo. A formulação proposta é adequada para descrever os parâmetros estudados. Os efeitos de compressibilidade do fluido e dos sólidos foram simulados e analisados, oferecendo resultados significativos. _______________________________________________________________________________________ ABSTRACT / The mechanical and hydraulic behavior of porous media is studied in geotechnics. The solution of many geotechnical problems is performed using numerical modeling. This type of tool can be applied in reservoir geomechanics simulation, which comprises hydro-mechanical behavior analyses. The numerical model representation of reservoirs is usually simplified and, in certain cases, simplifications do not imply on losses in results and behavior prediction. However, some situations require more comprehensive approaches, with development of previously neglected conditions. The main objective of this research is to define a formulation for fully coupled hydro-mechanical analyses for compaction in petroleum reservoirs considering fluid and solids compressibility valid. This model can also be used for general application in geotechnics. Throughout this research, the concepts of reservoir engineering presented helped defining behavior tendencies of reservoirs. Also, coupling strategies and specific features for the numerical model were discussed. Then, the formulation was defined with a detailed description of equilibrium and mass conservation equations solution. This formulation was implemented in Finite Element program ALLFINE and tested for one and two-dimensional consolidation cases, with sensitivity analyses for mechanical (fluids and solids compressibility) and hydraulic parameters (permeability and its combined effect with fluid compressibility). Fluid compressibility analyses reveal that this consideration affects fluid pressure responses significantly, with a delay in fluid pressure dissipation during consolidation process. Also, high stress levels magnify fluid compressibility effects. This is extremely relevant for reservoir engineering, considering the stress level to which reservoirs are usually subjected. Solids compressibility is also evaluated. Values of Biot's coefficient change significantly when high stress levels are imposed, highlighting the importance of considering solids compressibility in these cases. Permeability analyses showed that permeability variation is not influenced by fluid compressibility. These effects can be separated, being possible to define their influence range. Another effect is the formation of low-permeability zones for layers the consolidation process occurs faster, altering fluid flow. The proposed formulation is adequate to describe the studied parameters. The effects of fluid and solids compressibility could be simulated and thoroughly analyzed in this research, providing remarkable results for reservoir geomechanics simulation.

Submitted by Maria Cristina (library@lncc.br) on 2015-11-25T12:28:11Z No. of bitstreams: 1 tese_Luiz.pdf: 20726221 bytes, checksum: 70f70101b08569b45e67158039c56e3d (MD5) / Approved for entry into archive by Maria Cristina (library@lncc.br) on 2015-11-25T12:28:29Z (GMT) No. of bitstreams: 1 tese_Luiz.pdf: 20726221 bytes, checksum: 70f70101b08569b45e67158039c56e3d (MD5) / Made available in DSpace on 2015-11-25T12:28:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_Luiz.pdf: 20726221 bytes, checksum: 70f70101b08569b45e67158039c56e3d (MD5) Previous issue date: 2015-07-30 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / In this work we propose the development of new computational models to describe the hydro-mechanical couplings in petroleum withdrawal due to the water injection in the geological formations of the Brazilian pre-salt reservoirs. The modeling of the coupling between hydrodynamics, nonlinear transport and geomechanics of rocks salts is constructed within the framework of the iterative coupled formulation where the fully-coupled problem is decomposed into several subsystems associated with each particular physical phenomenon. The subsystems governing the movement of the fluids are discretized by locally conservative numerical methods whereas the nonlinear geomechanics by mixed finite element methods in conjunction with prediction-corrector schemes. Operator splitting algorithms are proposed to capture the effects of geomechanics upon water transport. Uncertainties from the lack of detailed knowledge of the input parameters of the model are computationally quantified by making use of the Monte Carlo method. Numerical simulations in geometries provided by sismic images of the pre-salt are obtained illustrating precisely the influence of geomechanical effects upon the oil production curves. / Neste trabalho propomos o desenvolvimento de novos modelos computacionais para descrever o acoplamento hidro-geomecânico durante o processo de recuperação de petróleo por injeção de água nas formações geológicas que compõem o pré-sal brasileiro. A descrição do acoplamento entre hidrodinâmica, transporte bifásico não linear e geomecânica de rochas salinas viscoelásticas é construída no contexto de formulações iterativamente acopladas, onde o problema é decomposto em vários subsistemas associados a cada fenômeno físico. Os subsistemas governantes do movimento dos fluidos são discretizados por métodos numéricos localmente conservativos e o subsistema da geomecânica não linear pelo método dos elementos finitos mistos em conjunção com algoritmos de predição-correção. Algoritmos de decomposição de operadores são propostos para capturar o efeito geomecânico sobre o transporte da fase aquosa. As incertezas oriundas da falta de conhecimento detalhado dos parâmetros de entrada do modelo são quantificadas computacionalmente fazendo uso do método de Monte Carlo. Simulações numéricas em geometrias fornecidas pela sísmica do pré-sal são realizadas ilustrando precisamente a influência dos efeitos geomecânicos sobre as curvas de produção.

Submitted by Maria Cristina (library@lncc.br) on 2018-06-21T13:58:47Z No. of bitstreams: 1 Tese_Doutorado_Josue_Barroso.pdf: 6208786 bytes, checksum: 5f690a08f9b6d5e04456b2fd2aa582de (MD5) / Approved for entry into archive by Maria Cristina (library@lncc.br) on 2018-06-21T13:59:00Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Tese_Doutorado_Josue_Barroso.pdf: 6208786 bytes, checksum: 5f690a08f9b6d5e04456b2fd2aa582de (MD5) / Made available in DSpace on 2018-06-21T13:59:11Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Tese_Doutorado_Josue_Barroso.pdf: 6208786 bytes, checksum: 5f690a08f9b6d5e04456b2fd2aa582de (MD5) Previous issue date: 2018-03-08 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Cientifico e Tecnológico - CNPq / In this work we develop a new computational model to describe hydromechanical coupling in fractured carbonate rocks, composed of a linear poroelastic Biot medium and a nonlinear elastic model for the fractures, which captures the increase in stiffness due to the fracture closure during hydrocarbon production. The nonlinear hydromechanical formulation is constructed within the framework of the Discrete Fracture Model along with the iterative coupled formulation. In order the capture the internal contact constraint arising from the non-overlapping between opposite edges of the fractures we explore the augmented Lagrangian method where the non-linear constraint is treated in a weak sense through successive approximations of the Lagrange multiplier, interpreted as the contact stress, together with the introduction of a penalty parameter. The spatial discretization of the hydromechanical model is constructed within the framework of the finite element method in conjunction with a sequential formulation between the two subsystems. By exploring upscaling methods, macroscopic equivalent properties, such as permeability and porosity, strongly dependent on the local stress state are computed. Such a dependency is quantified in terms of pseudo-coupling tables which can be explored as a preprocessor in reservoir simulators. Numerical simulations are obtained applying the formulation to a simulation cell with a given fracture arrangement stemming from a pre-salt reservoir. / Neste trabalho, desenvolvemos um novo modelo computacional para descrever o acoplamento hidromecânico em rochas carbonáticas fraturadas constituídas por uma matriz intacta interceptada por uma rede de fraturas. Do ponto de vista microscópico, o qual abrange, no presente trabalho, a escala de centímetros e metros, a teoria é desenvolvida a partir da combinação entre a formulação poroelástica proposta por Biot para a matriz porosa e o modelo elástico não linear de Barton-Bandis para a rede de fraturas, o qual objetiva capturar o aumento progressivo da rigidez com o fechamento dessas estruturas durante a prospecção de hidrocarbonetos. A formulação não linear hidromecânica é construída no âmbito do “Discrete Fracture Modeling” (DFM) aliada aos métodos sequenciais iterativamente acoplados. Com o intuito de impor a restrição de contato interna, advinda da impenetrabilidade entre as margens opostas da fratura, exploramos o método do Lagrangiano aumentado, onde a restrição não linear é enfraquecida e tratada através de aproximações sucessivas do multiplicador de Lagrange, que representa a tensão de contato, mediante introdução de uma penalidade. A discretização espacial do modelo hidromecânico posto na pequena escala é realizada através do método de elementos finitos construído no contexto de algoritmos sequenciais entre os dois subsistemas: hidrodinâmico e geomecânico. Fazendo uso de técnicas de upscaling, propriedades equivalentes macroscópicas, tais como permeabilidade e porosidade, associadas a uma célula de simulação com magnitudes fortemente dependentes do estado de tensão local são quantificadas através de tabelas de pseudoacoplamento, as quais podem ser exploradas como pré-processamento em simuladores comerciais de reservatórios. Simulações numéricas são obtidas aplicando a formulação resultante a uma seção bidimensional de uma célula representativa de um reservatório fraturado do Pré-Sal brasileiro.

Submitted by Fabio Sobreira Campos da Costa (fabio.sobreira@ufpe.br) on 2017-07-20T12:25:34Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) documento.pdf: 6110083 bytes, checksum: e763b9e4b979081c4ada6fef0eb596a6 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-07-20T12:25:34Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) documento.pdf: 6110083 bytes, checksum: e763b9e4b979081c4ada6fef0eb596a6 (MD5) Previous issue date: 2015-08-03 / ANP-PRH26 / Aimportânciadageomecânicaedoestudodeesquemasdeacoplamentoentreageomecânica e fluxo multifásico têm sido cada vez mais importantes e utilizados pela indústria a medida que formações cada vez mais profundas vêem sendo descobertas e exploradas. O entendimento do comportamento do estado de tensão em um reservatório permite produzir um melhor entendimento das implicações geomecânicas que ocorrem durante a fase de explotação, isso porque durante esta fase, as alterações na poro-pressão conduzem perturbações no equilíbrio mecânico afetando o estado de tensão de formações profundas, de maneira a alterar as propriedades da rocha tais como permeabilidade e porosidade. No entanto, a simulação acoplada (hidromecânica) em um grande campo heterogêneo implica na solução de equações de fluxo e mecânica, associadas a um grande número de graus de liberdade que torna esse tipo de abordagem inviável e computacionalmente cara. Neste contexto, um simulador geomecânico-linhas de fluxoé apresentado dentro de um algoritmo sequencial iterativo. Neste trabalho, aplica-se o método de elementos finitos com volume de controle para o subproblema poro-mecânico que fornece um campo de velocidade de Darcy pós-processado e a porosidade como entradas para o subproblema de transporte. Este subproblema é resolvido através do método de decomposição de operador, no qual basea-se em um esquema preditor-corretor com os passos preditor e corretor discretizados pelos esquemas baseados em tempo de vôo e volumes finitos, respectivamente. Simulações numéricas de injeção de água foram comparadas com soluções encontradas na literatura, mostrando bons resultados. Em problemas dominados pela advecção, envolvendo um reservatório naturalmente fraturado, a abordagem implementada foi capaz de predizer a distribuição do campo de saturação ao longo de toda simulação. Além disso, para avaliar a resposta geomecânica, simulações numéricas foram realizadas em um grande sistema de reservatório-rocha capeadora em uma fase de recuperação primária de hidrocarboneto, mostrou que a formulação apresentada provou ser: uma alternativa promissora para simulação hidro-geomecânica tradicional; úteis para o modelo de fluxo de redução de ordem nos casos em que o comportamento geomecânico são mais importantes do que o comportamento de fluxo e de uma ferramenta complementar para simulação geomecânica convencional. / The importance of geomechanics and the study of coupling between geomechanics and multiphase flow have been increasingly recognized and used by the industry as deeper formations are discovered and exploited. The knowledge of the state of stress in a reservoir yields a better understanding of the geomechanical implications during exploitation stage, because during the primary recovery stage, changes in pore pressure leads to perturbations inthemechanicalequilibrium,affectingthestressstateintheformationsinawaythatalters the rock properties such as permeability and porosity. However, the coupled simulation (hydromechanical) in large field heterogeneous models involves stress and flow equations solving, associated with a large number of degrees-of-freedom which becomes infeasible and computationally costly. In this context, a geomechanical-streamline simulator is presented within a iteratively coupled framework algorithm. In the present work, we applied control volume finite element method for the poromechanics subproblem which provides a Darcy velocityfieldthroughapost-processingvelocityprocedureandporosityasinputfieldstothe transportsubproblem.Suchsubproblemissolvedbymeansofanoperatorsplittingmethod, which is based on a predictor-corrector scheme with the predictor and corrector steps discretized by a time-of-flight and a finite volume based schemes, respectively. Numerical simulations of water-flooding are compared to the numerical results available in literature, showing good results. In convection-dominated problems, involving a naturally fractured reservoir, the approach was able to predict the saturation distributions for the whole simulation correctly. Furthermore, to appraisal the geomechanical response, numerical simulation was performed in a large reservoir-caprock system in a primary hydrocarbon recovery stage, showing that the formulation presented proved be: an promising alternative to traditional hydro-geomechanical simulation; useful for flow model order reduction in cases where the geomechanical behavior are more important than the flow behavior and a complementary tool for conventional geomechanical simulations.

Orientador: Osvaldo Luís Manzoli / Resumo: Materiais porosos constituem uma grande gama de materiais que podem ser encontrados na natureza ou em forma artificial. Rochas reservatório é um exemplo importante desse tipo de material, sendo o estudo delas a motivação principal desse trabalho. O estudo de rochas reservatório, de onde são extraídos gases e petróleo, consiste em um problema físico no qual os sistemas mecânico e hidráulico são acoplados. O acoplamento ocorre pois as deformações (no sistema mecânico) inuenciam as pressão (no sistema hidráulico), que por sua vez inuenciam as tensões (sistema mecânico). As equações governantes do sistema mecânico são mostradas e as do hidráulico deduzidas. Para a resolução do problema, o Método dos Elementos Finitos (MEF) foi utilizado para ambos os sistemas físicos, logo, as equações governantes são apresentadas em sua forma fraca e, então, aproximada pelo MEF. Numericamente, o acoplamento pode ser tratado de diferentes maneiras, seja considerando um dos sistemas de maneira bem pobre tal como fórmulas empíricas simplistas, seja considerado os sistemas de maneira individual, ou então de maneira completa. Essa última maneira de considerar um acoplamento, o acoplamento total, é formulada, programada e testada nesse trabalho. Para validar a implementação, dois problemas foram analisados: Problema de Terzaghi e Problema Mandel, ambos com solução analítica conhecidas. Os resultados obtidos numericamente comparados aos analíticos indicam que o método totalmente acoplado foi bem implem... (Resumo completo, clicar acesso eletrônico abaixo) / Abstract: Porous materials constitute a wide range of materials that can be found in nature and arti cially. Reservoir rock is an important example of this kind of material, which is the main motivation of this work. The study of reservoir rocks, from which gases and oil are extracted, consists of a physical problem in which mechanical and hydraulic systems are coupled. The coupling occurs because the deformations (in the mechanical system) in uence the pressure (in the hydraulic system), which in turn in uence the stresses (mechanical system). The governing equations of the mechanical system are shown and those of the hydraulic system are deduced. To solve the problem, the Finite Element Method (FEM) is used for both physical systems, so the governing equations are presented in their weak form and then approximated according to the FEM. Numerically, the coupling can be handled in di erent ways, either by considering one of the systems in a very poor way by using simplistic empirical formulas, by considering the systems individually, or in a complete manner. The latter one, the fully-coupled treatment, is formulated, programmed and tested in this work. To validate the implementation, two problems has been analyzed: Terzaghi Problem and Mandel Problem, both with known analytical solutions. The comparison between the results obtained numerically and analytically indicates that the fully coupled method has been well implemented in both 2D and 3D cases. The numerical oscillation existing i... (Complete abstract click electronic access below) / Mestre

Submitted by José Henrique Krähenbühl Ambiel (zeambiel@hotmail.com) on 2018-09-28T13:24:06Z No. of bitstreams: 1 Dissertação_JoséAmbiel.pdf: 8234688 bytes, checksum: e8355af378aacfa5b31cc3b2d4f77de7 (MD5) / Approved for entry into archive by Lucilene Cordeiro da Silva Messias null (lubiblio@bauru.unesp.br) on 2018-09-28T18:11:05Z (GMT) No. of bitstreams: 1 ambiel_jhk_me_bauru.pdf: 6828894 bytes, checksum: e1a58fe94084b497e2236056afe8f889 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-09-28T18:11:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ambiel_jhk_me_bauru.pdf: 6828894 bytes, checksum: e1a58fe94084b497e2236056afe8f889 (MD5) Previous issue date: 2018-07-24 / Materiais porosos constituem uma grande gama de materiais que podem ser encontrados na natureza ou em forma artificial. Rochas reservatório é um exemplo importante desse tipo de material, sendo o estudo delas a motivação principal desse trabalho. O estudo de rochas reservatório, de onde são extraídos gases e petróleo, consiste em um problema físico no qual os sistemas mecânico e hidráulico são acoplados. O acoplamento ocorre pois as deformações (no sistema mecânico) inuenciam as pressão (no sistema hidráulico), que por sua vez inuenciam as tensões (sistema mecânico). As equações governantes do sistema mecânico são mostradas e as do hidráulico deduzidas. Para a resolução do problema, o Método dos Elementos Finitos (MEF) foi utilizado para ambos os sistemas físicos, logo, as equações governantes são apresentadas em sua forma fraca e, então, aproximada pelo MEF. Numericamente, o acoplamento pode ser tratado de diferentes maneiras, seja considerando um dos sistemas de maneira bem pobre tal como fórmulas empíricas simplistas, seja considerado os sistemas de maneira individual, ou então de maneira completa. Essa última maneira de considerar um acoplamento, o acoplamento total, é formulada, programada e testada nesse trabalho. Para validar a implementação, dois problemas foram analisados: Problema de Terzaghi e Problema Mandel, ambos com solução analítica conhecidas. Os resultados obtidos numericamente comparados aos analíticos indicam que o método totalmente acoplado foi bem implementado, tanto em 2D quanto em 3D. Nesse trabalho também é mostrada a oscilação numérica que há em problemas de acoplamento hidromecânico e uma das formas de amenizá-la. / Porous materials constitute a wide range of materials that can be found in nature and arti cially. Reservoir rock is an important example of this kind of material, which is the main motivation of this work. The study of reservoir rocks, from which gases and oil are extracted, consists of a physical problem in which mechanical and hydraulic systems are coupled. The coupling occurs because the deformations (in the mechanical system) in uence the pressure (in the hydraulic system), which in turn in uence the stresses (mechanical system). The governing equations of the mechanical system are shown and those of the hydraulic system are deduced. To solve the problem, the Finite Element Method (FEM) is used for both physical systems, so the governing equations are presented in their weak form and then approximated according to the FEM. Numerically, the coupling can be handled in di erent ways, either by considering one of the systems in a very poor way by using simplistic empirical formulas, by considering the systems individually, or in a complete manner. The latter one, the fully-coupled treatment, is formulated, programmed and tested in this work. To validate the implementation, two problems has been analyzed: Terzaghi Problem and Mandel Problem, both with known analytical solutions. The comparison between the results obtained numerically and analytically indicates that the fully coupled method has been well implemented in both 2D and 3D cases. The numerical oscillation existing in hydrmechanical coupled problems is also shown and one of the ways to minimize it is presented.

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.