Tese: Análise da curva de pressão do fraturamento de formações de alta permeabilidade para estimativa dos parâmetros da fratura.
Aluno(a) : Cecília Toledo de AzevedoOrientador(a): Márcio Carvalho
Área de Concentração: Petróleo e Energia
Data: 06/01/2011
Link para tese/dissertação: https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=34622@1
Resumo: O fraturamento hidráulico, assim como outras operações na indústria do petróleo, torna-se um processo complexo a partir do momento em que nío pode ser observado diretamente. O sucesso da operação depende de informações utilizadas na elaboração do projeto, relacionadas ao reservatório e ao fluido de fraturamento que, no entanto, podem apresentar baixa confiabilidade, já que sío influenciadas por fatores de escala, pela variabilidade no ambiente geológico e pelas diferenças entre o ambiente de testes e a condição do reservatório. Como resultado, estas incertezas podem levar a fraturas mal dimensionadas, ou até mesmo à interrupção forçada da operação. Neste contexto, a análise das pressões durante a operação de fraturamento hidráulico é reconhecida como uma técnica poderosa por permitir a compreensío do processo de criação da fratura. O registro das pressões no poço é um dado de baixo custo que possibilita o diagnóstico da fratura através da estimativa de seus parâmetros, como altura e comprimento, que irío definir se os objetivos planejados no projeto do fraturamento foram realmente alcançados. Analisando o período de TSO das operações de fracpack, Valkó & Oligney identificaram que, ao invés do constante aumento de pressío com o bloqueio da propagação da fratura para o alargamento e empacotamento de sua abertura, as formações inconsolidadas de alta permeabilidade podem intercalar esse aumento de pressío com períodos de redução de pressío. Uma possível interpretação para este fato é que durante o bloqueio da propagação da fratura no TSO, existem momentos em que a fratura sofre uma acomodação e volta a ganhar comprimento, resultando nos declínios de pressío. Com base nesta hipótese, Valkó & Oligney propuseram um modelo que estima a evolução da fratura e a distribuição final do agente de sustentação, utilizando uma interpretação direta da curva de pressío de fundo medida durante a operação de fracpack, sendo os únicos dados de entrada os registros geralmente disponíveis durante e após a operação (pressío de fundo, vazío e concentrações do agente de sustentação). 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 pressío de fundo durante o período de TSO. Nesta dissertação o método de Valkó & Oligney é aprimorado com a inclusío e o ajuste das equações de estado para a propagação da fratura e para o processo de filtração, respectivamente. O método também é estendido para as geometrias bidimensionais de fratura, PKN e KGD. Os resultados obtidos sío a propagação da fratura, o crescimento da abertura e a eficiência do fluido ao longo do tempo, assim como a curva de distribuição final do agente de sustentação na fratura. Este trabalho compara seus resultados aos obtidos a partir do ajuste de pressío em dois simuladores comerciais: um pseudo 3D e um verdadeiramente 3D. Como condição de contorno foram considerados dois possíveis intervalos para a iniciação da fratura: o canhoneado e a menor tensío. Desta forma, o trabalho permite uma interessante avaliação da geometria da fratura obtida nas operações de fracpack.