Projetos de produção de óleo e gás utilizam fraturamento hidráulico para incrementar a produtividade ou injetividade dos poços. Pesquisas recentes buscam estimar o comportamento da rocha, tanto em casos de estimulação quanto em projetos de recuperação melhorada, com injeção de água ou gás acima da pressão de fratura. O objetivo dos estudos é caracterizar as dimensões e comportamento hidráulico da fratura resultante, o incremento de injetividade ou produtividade que ela proverá ao sistema e possíveis riscos à segurança operacional. Especialmente para projetos de longo prazo, os efeitos poroelásticos, resultantes da depleção ou pressurização do meio poroso, devem ser considerados nas análises de comportamento da fratura criada. Esse trabalho tem como objeto de análise o fraturamento hidráulico do meio poroso por tração, que ocorre de maneira controlada, a partir da injeção de fluido nos poços e consequente incremento na pressão de fundo, que leva a formação rochosa à falha, propagando uma fratura. É proposto um simulador hidromecânico de reservatórios de petróleo, totalmente acoplado e totalmente implícito, de forma a considerar os efeitos poroelásticos na propagação das fraturas e garantir a estabilidade incondicional do sistema. A abordagem adotada utiliza elementos finitos para representar o meio contínuo e elementos coesivos de dimensão reduzida, para representar o comportamento hidráulico e a fragilização mecânica na região de fratura. A densidade da malha de simulação é adaptada, dinamicamente, em observação ao caminhamento da fratura, tornando a solução independente da discretização espacial do domínio e representando, com maior precisão, as regiões do domínio que concentram tensão e que apresentam gradientes de pressão mais elevados. Os resultados numéricos validam a modelagem, utilizando resultados da literatura como referência, analíticos e numéricos. É demostrado, por fim, que as estratégias de remalhamento propostas apresentam ganho significativo de desempenho computacional, quando comparadas a malhas estáticas tradicionais.

Oil and gas developments make use of hydraulic fracturing to enhance well productivity and injectivity indices. Recent research seeks on estimating rock behavior during estimulation jobs and enhanced oil recovery (EOR) designs, with water or gas injection above fracturing limits. The goals of such investigations is to characterize the resulting fracture geometry and hydraulic behavior, and associated injectivity or productivity enhancements as well as assessment of potential operational risks. Especially for long-term processes, poroelastic effects responding to reservoir depletion or to overpressurization of the porous volume are not negligible and must be included in the numerical models. This report aims on hydraulic fracturing processes of a poroelastic media under tensile conditions. Such events occur after fluid injection in wells with consequent pressure increase over in-situ confining stresses and rock strength limits, initiating and propagating a crack. We implement and validate a numerical hydromechanic simulator for petroleum reservoir fully coupled and totally implicit, to deal with poroelastic effects and ensure unconditional stability to the system. The wellknown finite element methodology is used as basis to the porous media model whereas reduced dimension cohesive elements are used to model hydraulic and brittle behavior of the fractures. Mesh density is dynamically updated observing the evolution of the fracture, aiming on a mesh-independent solution and modelling, with greater accuracy, domain regions which concentrates stress and with higher pressure gradients. Numerical results are compared to literature solutions, analytic and numerical, to validate the simulator. The adaptative meshing strategies are compared to fixed meshing solutions and demonstrating excellent performance and accuracy enhancements.