Tese: Análise de Simuladores de Fraturamento Hidráulico em Redes de Fraturas Discretas
Aluno(a) : Luiz Carlos Bittencourt FontesOrientador(a): Arthur Braga
Área de Concentração: Petróleo e Energia
Data: 03/10/2017
Link para tese/dissertação: http://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.52173
Resumo: Esta dissertação teve por objetivo apresentar os principais diferenciais entre um software comercial de projeto de fraturamento hidráulico com desenvolvimento de rede de fraturas discretas tridimensional e softwares de projeto de fraturamento convencional. 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. Como esclarecimento do principal cenário de fraturamento não convencional foram apresentadas a descrição e principais propriedades de shale gas/oil. Expondo em seguida as teorias das geometrias ortogonais e a importância das fraturas naturais que embasam as doutrinas do DFN.Foram apresentadas 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 pseudo-tridimensional convencional (P3D) e as equações governantes do simulador com criação de rede de fraturas estudado (FHShale).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 reponde 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 consideração de coeficiente de filtrado constante ao longo da operação.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