Seminário LaMEP 04/2017

/ maio 7, 2017/ Seminários

O LaMEP receberá o Prof. Dr. Igor Fernandes Gomes, integrante do Laboratório de Métodos Computacionais em Geomecânica – LMCG e do Laboratório de Geologia Sedimentar e Ambiental – LAGESE da Universidade Federal de Pernambuco – UFPE, em Recife.

Nesta visita, ele dará a palestra intitulada Modelagem de fraturas e simulação multifisica em reservatórios carbonáticos no Auditório do CI/UFPB, dia 12/05/2017, sexta-feira, às 10:00h, para a qual o LaMEP convida toda a comunidade UFPB interessada para participar do evento.

A chamada oficial pode ser baixada aqui.

Confira abaixo um resumo do perfil e atuação do Prof. Igor Gomes.

Perfil

Possui graduação em engenharia civil pela Universidade Federal da Paraíba (2003), mestrado (2006) e doutorado (2009) em Engenharia Civil, área de geotecnia, pela Universidade Federal de Pernambuco – UFPE. Foi professor adjunto do curso de engenharia civil da Universidade Federal de Pernambuco, Campus do Agreste, na área de geotecnia, entre janeiro de 2010 e outubro de 2012. Atualmente é professor adjunto 4 lotado no Departamento de Engenharia Civil, da Universidade Federal de Pernambuco – Campus Recife. É também membro do corpo docente permanente do Programa de Pós Graduação em Engenharia Civil da UFPE, atuando nas áreas de Geotecnia e de Simulação e Gerenciamento de Reservatórios de Petróleo. Tem experiência na área de Engenharia Geotécnica e de Petróleo com ênfase em Modelagem Computacional considerando acoplamento Termo-Hidro- Mecânico e Químico,empregando o método dos elementos finitos, bem como no Estudo integrado geologia-engenharia aplicado à caracterização e modelagem geomecânica e multifísica de rochas carbonáticas e evaporíticas em afloramentos análogos de reservatórios. Entre os principais tipos de problema no qual trabalha destacam-se: geomecânica de reservatórios, considerando os reativação de falhas geológicas, meios naturalmente fraturados, compactação e subsidência, creep em rochas salinas, etc; fluxo multifásico em meios porosos para problemas de reservatórios de petróleo e de armazenamento de CO2; integração de dados de modelagem geológica com a modelagem numérica; estudos de problemas geotécnicos como pavimentos, barragens, escavação de túneis em solos e rochas, contaminação de aquíferos, geração e transporte de biogás em aterros de RSU, etc.

Modelagem de fraturas e simulação multifisica em reservatórios carbonáticos

A recente evolução das técnicas de ensaios de laboratório e de campo, permitindo num mesmo experimento a medição simultânea de variáveis de diferentes naturezas (térmicas, hidráulicas, mecânicas e químicas), aliada ao avanço dos Métodos Computacionais, vem permitindo a incorporação de novas ferramentas de trabalho na elaboração dos projetos de engenharia, introduzindo assim uma nova metodologia onde o comportamento de obras em geral (ou sistemas de engenharia) é reproduzido de maneira bem mais próxima da realidade. A grande novidade, do ponto de vista de formulação matemática, é que estas novas ferramentas são integradoras de problemas (abordagem multifísica), permitindo numa só análise reproduzir o comportamento de um sistema complexo acoplando fenômenos que antes eram tratados de forma separada, seja por limitações na realização dos experimentos ou por dificuldades em formular matematicamente (ou implementar numericamente) o problema. Estes avanços científicos são importantes e vêm sendo incorporados por alguns setores da indústria, como na Indústria do Petróleo, na qual que se destaca o uso, em algumas de suas aplicações, de sofisticados equipamentos de medições, os quais necessitam de modelos matemáticos igualmente sofisticados para interpretar corretamente o experimento ou a situação real observada em campo. A abordagem multifísica em meios porosos pode ser aplicada a vários problemas. Alguns exemplos são o fraturamento hidráulico da formação e a injeção de fluidos quimicamente reativos (ácidos), que são técnicas usadas para aumentar a permeabilidade da formação, e do ponto de vista físico, são problemas intrinsecamente acoplados (hidro-mecânico e hidro-químico, respectivamente). Outro ponto importante é o estudo de reservatórios carbonáticos naturalmente fraturados, diante dos desafios observados no Pré Sal brasileiro. Neste cenário tem sido crescente o estudo da influência do fraturamento natural das rochas reservatório sobre a produção de óleo e gás. Para auxiliar o estudo do impacto dos reservatórios fraturados na produção de petróleo é necessária a utilização da simulação numérica com a finalidade de estudar o deslocamento dos fluidos no interior da rocha fraturada. Porém a modelagem com base em dados de subsuperfície apresenta limitações quanto à representação das heterogeneidades geológicas, uma vez que sua obtenção a partir da perfilagem de poços, de dados sísmicos ou outros métodos geofísicos, além dos dados provenientes de testemunhos dada, será dependente da quantidade de poços disponíveis, da variação lateral das camadas e estruturas e da resolução sísmica. Desta forma, pode-se lançar mão de modelos baseados em afloramentos análogos que consistem em formações rochosas que podem ser acessadas em superfície, e que apresentam semelhanças com alvos exploratórios em subsuperfície. Portanto, apresenta-se uma ferramenta numérica que resolve os problemas THM e de transporte multicomponente reativo de maneira totalmente acoplada. É com base nesta ferramenta numérica que as pesquisas apresentadas são desenvolvidas. Aliado a isso destaca-se a integração à modelagem e caracterização geológica e com os estudos experimentais, a partir dos quais o entendimento físico dos problemas em análise pode ser ampliado, bem como são adquiridos os modelos de simulação e propriedades dos materiais e do meio.