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[en] RESERVOIR MODELING THROUGH A COUPLED FINITE ELEMENT FORMULATION / [pt] MODELAGEM DE RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO UTILIZANDO FORMULAÇÃO ACLOPADA DE ELEMENTOS FINITOSJORGE AURELIO SANTA CRUZ PASTOR 12 November 2001 (has links)
[pt] A produção de hidrocarbonetos resulta na redução da pressão
do reservatório( depletação ). À medida que a pressão do
reservatório diminui, as tensôes efetivas aplicadas na
matriz rochosa aumentam, provocando reduções na porosidade
e na permeabilidade da rocha assim como redução de volume,
esta última conhecida como compactação.A compactação do
reservatório pode provocar subsidência da superfície com
conseqüentes impactos ambientais e problemas em equipamentos
localizados no poço, tais como revestimentos, e outros
problemas associados, tais como produção de sólidos. No
entanto, compactação não é sempre prejudicial porque ajuda
a manter a pressão do reservatório e, conseqüentemente, a
produtividade. O acoplamento fluxo-deformação é fundamental
na análise deste problema. Este trabalho tem com objetivo
discutir a teoria e as equações que modelam este processo
acoplado, suas limitações e sua capacidade de representar
corretamente os fenômenos físicos envolvidos.Além disto,
foi desenvolvido um simulador numérico baseado no método
dos elementos finitos, para a modelagem transiente
de um fluxo monofásico através de um meio poroso,
considerando-se o acoplamento fluxo do fluido,deformações e
temperatura.O material rochoso é modelado segundo um modelo
poroelástico. O simulador foi testado comparando resultados
com resultados obtidos através de soluções analíticas.Além
disto, uma simulção de fluxo em reservatório foi efetuada
para avaliar a capacidade do simulador, tendo-se comparado
os resultados com resultados encontrados na literatura. A
análise foi feita considerando o overburden e o
sideburden.Foi verificada uma ótima concordância entre os
resultados.O simulador mostrou-se capaz de representar as
variações de pressão não apenas decorrentes da difusão do
fluido, mas também aquelas provocadas por variações de
tensões totais. Em alguns casos, a variação de tensões
totais no topo do reservatório é significativa,demonstrando
que simuladores convencionais podem induzir erros
significativos em termos de variações das pressões no
fluido. / [en] Prodution ofhydrocarbon often to a reduction in reservoir
pressure. Depending upon the rock compressibility, this
reduction in reservoir pressure causes substancial strains
and eventual shear collapse. While reservoir pressure
decreases the effective stress increases, induting porosity
and permeability reduction changes and an overall volume
decrease known as compaction. Compaction of reservoir may
eventually be transmitted to the surface and cause vertical
movements, known as subsidence. Compaction may have serious
consequences upon well casing,and other associated
problems, such as solid production. However, compaction is
not always detrimental because it helps maitaining
reservoir pressure and consequently, reservoir
productivity. Hydromechaninical coupling is essential to
analyze this problem.The aim of this work is to discuss the
theory and develop the equations that governthis coupled
process. The limitations and possibilities in representing
the associated phenomena are highlighted. A numerical,
finite element based, simulator was developed to model the
single-phase flow through porous media taking into accout
the hydrothermo-mechanical coupling. The rock material is
assumed to behave as a poroelastic material.The results
obtained by the computer simulator were compared with
theorical solutions for the classical problem of uniaxial
deformation test and for the stress concentration aroun
inclined welbores in porous media. The results showed
excellent agreement. A idealized reservoir simulation was
carrierd out using the computer model and the results of
pore pressure, total stresses and displacement changes were
compared with results published in the literature, obtained
by similar approaches. The comparisons showed very good
agreement. In the simulations the presences of overburden,
sideburden and underburden were recognized. The simulator
represented well the changes in fluid pressure associated
with both the diffusion process and the changes in total
stresses. In some cases, the changes in total stresses at
the top of the reservoir are significant which demonstrates
the partial flaw of the conventional flow simulators that
are not able to take this effect into account.
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[en] AN ANALYTICAL MODEL FOR INJECTIVITY TESTS IN MULTILAYERED RESERVOIRS WITH FORMATION CROSSFLOW / [pt] MODELO ANALÍTICO PARA TESTES DE INJETIVIDADE EM RESERVATÓRIOS MULTICAMADAS COM FLUXO CRUZADO DE FORMAÇÃOISABELA VASCONCELLOS VIANA 24 June 2021 (has links)
[pt] O teste de injetividade consiste em injetar uma fase, usualmente água,
em um reservatório de óleo para coletar informações sobre ele. Conhecer os
parâmetros do reservatório pode ser valioso para melhorar a produção de óleo.
Muitos estudos têm sido apresentados a respeito do comportamento da pressão
em reservatórios multicamadas sob escoamento de fluxo monofásico e, também,
durante os testes de injetividade. No entanto, uma solução analítica para
o comportamento da pressão em reservatórios de múltiplas camadas durante
os testes de injetividade é bem conhecida apenas quando o fluxo cruzado de
formação não é considerado. Portanto, o presente trabalho apresenta um modelo
analítico no espaço de Laplace para reservatórios radialmente compostos
multicamadas considerando o fluxo cruzado de formação sob fluxo monofásico
e, então, para reservatórios multicamadas com fluxo cruzado de formação sob
fluxo bifásico. A precisão da solução proposta foi verificada através da comparação
com um simulador numérico de fluxo. Os resultados fornecidos pelo
modelo analítico e pelos dados numéricos foram consistentemente semelhantes.
Além disso, os dados obtidos pela solução analítica foram utilizados para
estimar a permeabilidade equivalente do reservatório. Os valores calculados
apresentaram uma aproximação satisfatória para todos os casos. / [en] The injectivity test consists of injecting a phase, usually water, into an oil reservoir in order to collect information about it. Knowing these reservoir s parameters can be valuable in order to improve oil production. Many studies have been presented regarding the behavior of pressure in multilayered
reservoirs under single phase fluid flow and, also, during injectivity tests. However, an analytical solution for pressure behavior in multilayered reservoirs during injectivity tests is well known only when the formation crossflow is not considered. Therefore, the present work attempts to develop an analytical
model in the Laplace space for multilayered radially composite reservoirs with formation crossflow under single phase fluid flow, and then, for multilayered reservoirs with formation crossflow under two phase fluid flow. The accuracy of the proposed solution was verified by comparison with a finite difference
flow simulator. The results provided by the analytical model and by the numerical data were consistently similar. Furthermore, the data obtained by the analytical solution was used to estimate the reservoir s equivalent permeability. Calculated values presented a satisfactory accuracy for all cases.
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[en] MULTILATERAL WELLS DESIGN IN OIL RESERVOIR THROUGH GENETIC ALGORITHMS OPTIMIZATION / [pt] PROJETO DE POÇOS MULTILATERAIS EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO OTIMIZADOS POR ALGORITMOS GENÉTICOSBRUNO MESSER 18 December 2009 (has links)
[pt] Um dos fatores mais importantes para recuperação de óleo de reservatórios
petrolíferos é a configuração dos poços. Atualmente, na indústria, esse processo é
feito de forma manual onde um especialista gera algumas poucas opções de
configurações e utiliza a de melhor resultado. Este trabalho se propõe a investigar
um sistema de apoio à decisão para otimizar a configuração dos poços utilizando
Algoritmos Genéticos e o simulador de reservatórios IMEX. Os parâmetros
otimizados são: o número de poços produtores e injetores, a posição, a inclinação,
a direção e o comprimento de cada poço, o número de laterais de cada poço e o
ponto da junta, a inclinação relativa ao poço, a direção e o comprimento de cada
lateral. Na busca pela configuração ótima dos poços, o objetivo da otimização é
minimizar o investimento inicial, minimizar a produção de água e maximizar a
produção de óleo buscando maximizar o VPL do empreendimento. A otimização
é conduzida respeitando as restrições de projeto, dadas por um engenheiro, e
restrições de simulação, dadas pelo próprio modelo de reservatório. O modelo
proposto foi avaliado utilizando-se sete reservatórios. Cinco destes são sintéticos
cujas configurações ótimas são conhecidas, um semi-sintético e um reservatório
real. Foram conduzidos testes de convergência onde o modelo se mostrou capaz
de localizar e otimizar as zonas produtoras, chegando à alternativa ótima até 80%
das vezes. Nos últimos dois reservatórios os resultados indicam que o sistema
consegue encontrar configurações de poços com altos valores de VPL, superiores
a soluções propostas por especialistas e por outros sistemas de otimização, com
ganhos de VPL de até 37% sobre a alternativa proposta por um especialista para o
reservatório real. / [en] One of the most important factors for recovering oil from oil reservoirs is
the wells configuration. Now a days, on the industry, this process is conduced
manually, where a specialist generates a few configuration options and uses the
best one with best results. This work proposes to investigate a decision support
system to optimize the wells’ configuration using Genetic Algorithms and the
reservoir simulator IMEX. The optimized parameters include: the number of
producers and injectors wells, the position, the inclination, the direction and the
length of each well, the number of laterals for each well and the junction point,
the inclination relative to the well and the length of each lateral. On the search of
the optimal configuration of wells, the objective of the optimization is to
minimize the initial investment, minimize the water production and maximize the
oil production towards the maximization of the venture`s NPV. The optimization
is conduced respecting the project`s restrictions, stated by an engineer, and the
simulation`s restrictions, imposed by the reservoir model. The optimization model
proposed was evaluated using seven reservoirs. Five of them are synthetic which
the optimum well`s configuration are known, one semi-synthetic and one real
reservoir. Convergence tests were conducted where the model confirmed to be
able to locate and optimize the production zones, achieving the optimum
alternative 80% of the times. On the last two reservoirs the results indicate that the
system was able to achieve well configurations with high values of NPV,
superiors from solutions given by specialists and by other optimization systems,
with NPV´s increase reaching 37% over the specialist`s purposed alternative for
the real reservoir case.
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[en] STUDY OF HEAT LOSSES IN PETROLEUM RESERVOIRS / [pt] ESTUDO DE PERDAS DE CALOR EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEOANTONIO LUIZ SERRA DE SOUZA 17 September 2012 (has links)
[pt] Neste trabalho analisam-se perdas de calor para as formações adjacentes a reservatórios de petróleo submetidos a métodos térmicos de recuperação, em especial para os métodos de injeção de vapor e combustão in-situ.
O cálculo desta perda usualmente utiliza um modelo unidimensional vertical de condução de calor nos estratos adjacentes, desprezando a condução nas direções paralelas ao reservatório.
O objetivo do trabalho consiste em avaliar diversos modelos unidimensionais existentes na literatura e desenvolver e utilizar modelos bidimensionais para verificar a validade da hipótese.
Verifica-se que para algumas situações de injeção Cíclica de Vapor e Combustão in-situ o modelo uni-dimensional pode levar a diferenças no campo de temperaturas, mas em geral a aproximação é válida. / [en] In this work the calculation of the heat losses to the surrouinding formations in petrolum reservouis submitted to thermal recovery processes is analyzed. Particular attention is given to steam injection an in-situ combustion methods.
The heat losses are commonly modeled by the use of a unidimensional conduction equation in the vertical direction, where the longitudinal conduction is neglected.
The aim of thus work is to compare some of the existing unidemnsional models and to test the validity of the simplification by the development and use of bidimensional ones.
Its is concluded that for some cases of cyclic steam injection and in-situ combustion the unidimensional approach may result in deviations in the temperature profiles, but in general it is valid.
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[en] APPLICATION OF LASERS FOR PERFORATION OF PETROLEUM WELLS / [pt] APLICAÇÃO DE LASER PARA CANHONEIO DE POÇOS DE PETRÓLEOMARIO GERMINO FERREIRA DA SILVA 26 February 2019 (has links)
[pt] Esta dissertação apresenta os resultados de um estudo visando à avaliação do uso de lasers de alta potência para operações de canhoneio em poços revestidos e cimentados em reservatórios carbonáticos, cujo objetivo é introduzir furos laterais nas paredes do poço para permitir o escoamento do fluido do reservatório para o poço. Numa revisão bibliográfica de patentes internacionais publicadas na última década, levantou-se o atual estado da arte do uso de lasers para perfuração de rochas. Foram publicados 226 documentos de patentes desde o ano de 2008, indicando a grande relevância tecnológica do tema desta dissertação. São apresentados os resultados de testes de Resistência a Compressão e análises de microtomografia, realizados em amostras de pastas de cimento com formulações usadas nos poços do Pré-sal e de rochas carbonáticas com características próximas às encontradas nesses reservatórios. O laser a fibra utilizado apresentava potência de até 1,5 kW e comprimento de onda de 1.064 micrômetros. Para a caracterização destes materiais, antes e após a produção de canhoneios, foram realizados ensaios de Difração de Raios X e de Espectrometria de Fluorescência de Raios X. Na avaliação da estrutura das amostras, foram utilizados um tomógrafo de raios-X e um microtomógrafo. Energia específica estimada em 243 J/mm(3) para carbonato. Testes em corpos de prova compostos de revestimento/cimento/carbonato. Com laser de potência de 1,5 Kw por 80 segundos, produziram furos de 5 mm de diâmetro e 50 mm de profundidade. Os resultados obtidos demostram, ainda que preliminarmente, o potencial do uso dessa tecnologia em operações de canhoneio. / [en] This thesis presents the results of a study evaluating the application of highpowered lasers when perforating cement-lined wells in carbonate rock reservoirs. The focus is on the creation of lateral channels in the walls of the well to allow the flow of the oil into the well. Through an intensive literature review of the international patents published in the last decade, the current state-of-the-art use of lasers in the perforation of rocks was evaluated. Specifically, 226 patent documents were found to have been published since 2008, showing the great importance of laser technology in this field. The results of the Resistance to
Compression tests and the microtomography analysis are presented, showing samples of the cement slurry formulation used in pre-salt wells and carbonate rocks with characteristics close to the ones found in these types of reservoirs. The fiber laser utilized presented an output of up to 1.5kW and a wavelength of 1,064 micrometers. The characterization of this material, before and after the production of perforations, was analyzed using X-ray Diffraction and X-ray Fluorescence Spectroscopy. To evaluate the structure of the samples, X-ray tomography and microtomography were employed. The specific energy was estimated at 243 J/mm(3) for the carbonate rocks. The final tests to represent the well architecture were realized with samples of liner/cement/carbonate. By means of lasers with the power of 1.5kW for 80 seconds, channels with 5mm diameters and 50mm depths were produced. The results obtained show, although only preliminarily, the potential of using this technology in perforation operations.
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[en] SEMI-QUANTITATIVE METHODOLOGY FOR ASSESSING THE RISK OF CO2 INJECTION FOR STORAGE IN GEOLOGICAL RESERVOIRS / [pt] METODOLOGIA SEMI-QUANTITATIVA PARA AVALIAÇÃO DO RISCO DA INJEÇÃO DE CO2 PARA ARMAZENAMENTO EM RESERVATÓRIOS GEOLÓGICOSFERNANDA LINS GONCALVES PEREIRA 03 October 2016 (has links)
[pt] A última etapa do sequestro e armazenamento de carbono (CCS)
pode ser realizada pela de injeção de CO2 em reservatórios geológicos.
Projetos de CCS fazem parte de uma série de técnicas para a mitigação dos
gases do efeito estufa. Neste trabalho, uma metodologia semi-quantitativa
para avaliação do risco da injeção de CO2 em reservatórios geológicos
é apresentada. Essa metodologia é desenvolvida a partir da criação e
utilização de uma matriz de risco. Essa matriz possui em uma direção
categorias de severidade ajustadas de forma qualitativa e na outra direção
categorias de probabilidade ajustadas a partir de análises probabilísticas.
Os valores de risco de uma fonte de perigo são calculados pelo produto de
suas severidades com suas probabilidades associadas. As fontes de perigo
são problemas relacionados à injeção de CO2 que são selecionadas para
análise de um cenário específico. As categorias de severidade são definidas
por faixas de níveis de funcionamento de uma fonte de perigo. Diversos
métodos de análise probabilística são investigados e a família de métodos do
valor médio apresenta características favoráveis ao seu emprego em funções
de estado limite complexas. A metodologia é aplicada em um estudo de
caso ilustrativo. Com os valores de risco resultantes, faz-se a identificação
da principal fonte de perigo e das variáveis aleatórias mais influentes. A
avaliação da metodologia indica que ela é uma ferramenta poderosa para os
analistas e tomadores de decisão, e tem potencial para auxiliar na fase de
planejamento de projetos de CCS. / [en] The last stage of carbon capture and sequestration (CCS) can be
performed by CO2 injection process in geological reservoirs. CCS projects
belong to a number of ways to mitigate greenhouse gases. In this work,
a semi-quantitative methodology to assess the risk of CO2 injection in
geological reservoirs is developed. This methodology is based on the
establishment and application of a risk matrix. This matrix has in one
direction severity categories set in a qualitative way and in the other
direction probability categories set from probabilistic analysis. The risk
values of a hazard source are calculated by the product of their severities
with their associated probabilities. Hazard sources are problems related to
the injection of CO2 that are selected for a specific scenario analysis. The
severity categories are defined by operating level ranges of a hazard source.
Several probabilistic analysis methods are investigated and the family of the
mean value methods shows characteristics favoring their use in complex limit
state functions.The methodology is applied in an illustrative case study.
With the resulting risk values, the identification of the main hazard source
and the most inuential random variables are made. Assessment of the
methodology indicates that it is a powerful tool for analysts and decision
makers, and it has the potential to assist in the CCS project planning phase.
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[en] STREAMLINE TRACING FOR OIL NATURAL RESERVOIRS BASED ON ADAPTIVE NUMERICAL METHODS / [pt] TRAÇADO DE LINHAS DE FLUXO EM MODELOS DE RESERVATÓRIOS NATURAIS DE PETRÓLEO BASEADO EM MÉTODOS NUMÉRICOS ADAPTATIVOSERICSSON DE SOUZA LEAL 27 October 2015 (has links)
[pt] Tradicionalmente, para visualização de campos vetoriais em modelos
discretos de reservatórios naturais de petróleo, traça-se linhas de fluxo
resolvendo a sua equação diferencial ordinária célula-a-célula, seja através
de soluções analíticas ou numéricas, considerando o campo de velocidade
local de cada célula. Essa estratégia tem como desvantagem traçar a linha
considerando um campo de velocidade discreto e portanto descontínuo.
Além disso, para modelos massivos, resolver a equação célula-a-célula pode
tornar o método ineficiente. Neste trabalho, exploramos uma estratégia
diferente: ao traçar as linhas de fluxo considera-se um campo de velocidade
contínuo, representado pelo modelo discreto do reservatório. Para tanto,
propõe-se: (i) o uso de uma estrutura espacial para acelerar a localização
de um ponto no modelo de reservatório; (ii) o uso de interpolação esférica
para avaliação do campo de velocidade a partir do modelo discreto; (iii)
o uso de um método numérico adaptativo para controlar o erro numérico
da integração. Os resultados obtidos em modelos de reservatórios reais
demonstram que o método proposto atende aos requisitos de precisão,
mantendo um bom desempenho. / [en] Traditionally, streamlines in discrete models of natural oil reservoirs
are traced by solving an ordinary differential equation in a cell-by-cell way,
using analytical or numerical solutions, considering the local velocity of each
cell. This strategy has a disadvantage: the streamline is traced considering
a discrete, and so discontinuous, vector field. Furthermore, for massive
models, to solve the equation in a cell-by-cell way may be inefficient. In
this work, we explore a different strategy: the streamline tracing considers
a continuous vector field represented by the discrete model. Therefore, we
propose: (i) to use a spatial structure to speed up the point location process
inside the reservoir model; (ii) to use spherical interpolation to obtain the
velocity field from the discrete model; (iii) to use an adaptive numerical
method to control the numerical error from the integration process. The
results obtained for actual reservoir models demonstrate that the proposed
method fulfills the precision requirements, keeping a good performance.
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[en] INJECTIVITY TESTS IN MULTILAYERED RESERVOIRS: AN APPROXIMATE SOLUTION CONSIDERING MULTIPLE RATES / [pt] TESTES DE INJETIVIDADE EM RESERVATÓRIO MULTICAMADAS: SOLUÇÃO APROXIMADA PARA UM ESQUEMA DE MÚLTIPLAS VAZÕESJESSICA LAILLA FERREIRA BITTENCOURT NETO 24 September 2020 (has links)
[pt] A injeção de água como método de recuperação de petróleo é usualmente utilizada devido à sua eficiência em recuperar óleo que encontra-se recluso no reservatório. Um teste de injetividade consiste basicamente em injetar uma fase (água ou gás) continuamente, por um determinado período de tempo, em
um reservatório saturado de óleo. A partir da análise do comportamento da pressão no poço, esse procedimento tem por finalidade estimar, além do volume de óleo recuperável, parâmetros do reservatório, tais como permeabilidade, efeito de película, entre outros. Na atualidade, na literatura são encontrados
estudos relativos a um único período de injeção (e um único período de fall-off) em reservatórios multicamadas e estudos relativos a reservatórios de camada única considerando vazão de injeção variável. Em vista disto, este trabalho tem como objetivo propor uma solução analítica aproximada para o comportamento da pressão em um reservatório multicamadas considerando um esquema de
múltiplas vazões. A acurácia da solução proposta foi avaliada a partir da comparação com um simulador numérico de diferenças finitas em diferentes cenários. Os resultados exprimem uma considerável consonância entre os dados fornecidos pelo simulador numérico e o modelo proposto. / [en] The water injection is usually used as an oil recovery method due to its efficiency in recovering oil that is trapped in the reservoir. An injectivity test basically consists of continuously injecting a phase (water or gas), for a certain period of time, into an oil-saturated reservoir. From the analysis of the wellbore
pressure behavior, this procedure aims to estimate, in addition to the volume of recoverable oil, parameters of the reservoir, such as permeability, film effect, among others. Nowadays, in the literature are found studies referring to a single injection period (and a single fall-off period) in multilayer reservoirs and studies referring to a single layer reservoirs considering variable injection flow-rates. In this context, this work aims to propose an approximate analytical solution for the pressure behavior in a multilayer reservoir considering a scheme of multiple flow-rates. The accuracy of the proposed solution was evaluated by comparison to a commercial finite difference-based flow simulator in different scenarios. The results express a considerable agreement between the data provided by the numerical simulator and the proposed model.
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[pt] ANÁLISE DE SENSIBILIDADE DE VARIÁVEIS DE RESERVATÓRIO EM SIMULADOR DE ESCOAMENTO EM MEIO POROSO DE DUPLA POROSIDADE E PERMEABILIDADE / [en] SENSITIVITY ANALYSIS OF RESERVOIR VARIABLES ON A DUAL POROSITY AND PERMEABILITY SIMULATORRICARDO DORIA LOYOLA-CAMORIM 25 October 2021 (has links)
[pt] Os reservatórios de petróleo do pré-sal brasileiro são encontrados em rochas
carbonáticas localizadas em ambiente offshore na borda da plataforma continental. Com o
fim de explorar essas jazidas de forma mais segura e rentável, é essencial representá-las
corretamente nos modelos de simulação de escoamento. Entretanto, esta não é uma tarefa
simples. Essas rochas carbonáticas recorrentemente apresentam fraturas e carstes nos quais
o escoamento se comporta de forma diferente da simulação tradicional utilizando porosidade
única. Para solucionar o problema, existem técnicas que representam o escoamento através
dos diversos meios porosos. No entanto, essas modelagens inserem diversas complexidades
para a correta caracterização das formações geológicas e da previsão da produção. Nesse
trabalho são analisados os impactos que algumas das características das fraturas, da matriz
e da malha de poços têm no resultado das simulações com dupla porosidade e
permeabilidade. / [en] Petroleum reservoirs of the Brazilian pre-salt are found in carbonate rocks located
offshore at the edge of the continental shelf. To optimize the exploitation of these reservoirs,
it is of paramount importance to properly represent them in the flow simulation models.
Nevertheless, this is not a straightforward task. Carbonate rocks usually present fractures
and karsts, where flow differs from what is traditionally represented by single porosity
reservoir simulators. With the purpose of better modelling the fluid flow behavior through
multiple media, alternative techniques exist. However, these alternatives require additional
complexities and variables for the adequate characterization of the geologic formations and
production forecast. In this work, the impact that some of the fracture and matrix
characteristics and the well positioning have on the results of dual-porosity and dual-permeability
simulations is addressed.
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[en] WELLS PRODUCTIVITY IN HIGH HETEROGENEITY RESERVOIRS / [pt] PRODUTIVIDADE DE POÇOS EM RESERVATÓRIOS DE ALTA HETEROGENEIDADE DE PERMEABILIDADERODRIGO ARAUJO CARDOSO DIAS 08 February 2018 (has links)
[pt] A previsão da produção de poços tem um papel crucial na engenharia de petróleo. Logo, a modelagem do escoamento no reservatório e no poço é fundamental em diversos problemas nessa área. Na maioria esmagadora dos problemas, a equação de Darcy é a escolha para prever o comportamento do fluxo em rochas petrolíferas. O grande sucesso do uso da equação de Darcy, infelizmente, levou sua aplicação para fora do âmbito dos problemas para os quais esta se aplica. A equação clássica de Darcy apresenta limitações quando aplicadas em meios porosos altamente heterogêneos, por exemplo com cavidades conectadas por redes de fraturas, com vugs e cavernas. Ao longo dos anos, outras modelagens foram propostas e derivadas de outros pontos de vista para tratar o escoamento em meios porosos, por exemplo, através do processo de média de volume ou através de teoria de mistura. O presente trabalho utiliza as equações médias em meios porosos. O modelo desenvolvido contabiliza termos adicionais para a equação de quantidade de movimento linear que são relevantes em várias situações práticas, e envolve a solução conjunta das equações de conservação. No modelo desenvolvido neste trabalho, o escoamento no reservatório é resolvido de forma acoplada ao escoamento ao longo do poço, considerando a possibilidade de utilização de diferentes tipos de completação. As previsões dos campos de pressão e velocidade, assim como a produtividade de poços de petróleo utilizando o modelo desenvolvido são comparadas com as previsões do modelo baseado na equação de Darcy. Mostra-se que para determinadas situações, em especial em reservatórios carbonáticos, altamente heterogêneos, grandes diferenças podem ser obtidas. A previsão da produtividade de um poço a partir da equação de Darcy pode ser significativamente super-estimada. / [en] Predicting wellbore production plays a crucial role in petroleum engineering. Therefore, the modeling of the
ow in reservoir and in wellbore is fundamental in several problems in this area. In the overwhelming majority problems, Darcy s equation is the choice to predict the behavior of ow in reservoirs. The great success of Darcy s equation, unfortunately, took its application out of the scope of the problems for which it applies. The classic Darcy s equation presents limitations when applied in highly heterogeneous porous media, for example with cavities connected by fracture networks, with vugs and caves. Over the years, other models have been proposed and derived from other points of view to treat ow in porous media, for example through the average volume process or through mixture theory. The present work considers the average volume process in porous media. The developed model includes additional terms for the linear momentum equation that are relevant in several practical situations, and involves the joint solution of conservation equations. In the model developed in this work, the ow in the reservoir is solved coupled to the wellbore ow, considering the possibility of using different completion types. The pressure and velocity fields predictions as well as the productivity of oil wellbores using the developed model are compared with the predictions of the model based on the Darcy s equation. It is shown that for certain situations, especially in highly heterogeneous carbonate reservoirs, large differences can be obtained. The prediction of the productivity of a wellbore from the Darcy s equation can be significantly overestimated.
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