Novo modelo computacional de acoplamento hidromecânico em reservatórios fraturados

• Ano de defesa: 2018
• Autor(a) principal: Barroso, Josué dos Santos
• Tipo de documento: Tese
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Laboratório Nacional de Computação Científica; Coordenação de Pós-Graduação e Aperfeiçoamento (COPGA); Brasil; LNCC; Programa de Pós-Graduação em Modelagem Computacional
• Palavras-chave em Português: Mecânica de solos; Acoplamento hidromecânico; Rochas fraturadas; Soil mechanics; CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA CIVIL::GEOTECNICA::MECANICAS DOS SOLOS
• Link de acesso: https://tede.lncc.br/handle/tede/276

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.