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[en] EXPERIMENTAL STUDY OF THE STRESS INFLUENCE ON PERMEABILITY OF PRODUCING OIL ROCKS / [pt] ESTUDO EXPERIMENTAL DA INFLUÊNCIA DE TENSÕES NA PERMEABILIDADE DE ROCHAS PRODUTORAS DE PETRÓLEOFLAVIO DA SILVA AZEVEDO 20 July 2005 (has links)
[pt] Reservatórios de hidrocarbonetos são sistemas dinâmicos que
estão
constantemente mudando durante a história da produção
(depleção). A produção
de fluidos, a partir de reservas de hidrocarbonetos, reduz
a poro-pressão do
reservatório, podendo levar à compactação das rochas devido
ao aumento das
tensões efetivas. Por outro lado, a injeção de água em um
reservatório pode
aumentar a poro-pressão e, com isso, diminuir a tensão
efetiva. O conhecimento
de mudanças de tensão e poro-pressão é essencial para uma
boa gestão do
reservatório, porque a alteração da tensão in situ durante
a produção pode ter um
impacto significante na performance do reservatório,
variando a permeabilidade
da rocha. O objetivo da atual pesquisa é estudar
experimentalmente a variação, a
anisotropia e a histerese de permeabilidade de rochas
produtoras de petróleo
(arenitos) sob variação dos estados de tensão hidrostático
e triaxial verdadeiro.
Para realização dos ensaios foi utilizado um novo
equipamento triaxial verdadeiro,
que aplica de forma independente as três tensões principais
em corpos de prova
cúbicos, atingindo, desta maneira, um estado de tensão mais
realista para o estudo
das propriedades relevantes das rochas. Os resultados dos
ensaios apresentaram
evidências que estimativas de produção e de reserva de
hidrocarbonetos podem
ser significativamente melhoradas, quando a permeabilidade
é considerada uma
variável dinâmica. A permeabilidade dos arenitos Berea, Rio
Bonito e Botucatú se
mostrou altamente influenciada, tanto pelo estado de tensão
hidrostático quanto
pelo triaxial verdadeiro. Contudo, o estado hidrostático
apresentou maior
influência na permeabilidade. / [en] Hydrocarbons reservoirs are dynamic systems that constantly
changes
during depletion. The production of fluids from a reservoir
often reduces pore
pressure such that there is an increase in its effective
stresses. This may cause
compaction which, in turn, may impact matrix permeability.
On the other hand,
during water injection on reservoirs, the pore pressure
increases and effective
stress decreases. An understanding of these changes is of
fundamental importance
to performance predictions and management of the stress-
sensitive reservoirs. The
main objectives of this work is to experimentally
investigate the stress dependence
of rock producing oil permeability, its anisotropy and
hysteresis under hydrostatic
and true triaxial stress conditions. In the present
investigation a new true triaxial
equipment, one that is able to apply the three principal
boundary stresses
independently using cubic samples was utilized. This
equipment can apply a
realistic stress state to the rock samples for measuring of
the relevant properties
under stress states that mimic the in situ condition. The
experimental results have
produced evidence that hydrocarbon production and reserve
estimates may
significantly improve when permeability is considered as a
dynamic variable.
Permeability in all three formations (Berea, Rio Bonito and
Botucatú sandstones)
was shown to be strongly stress-dependent both under a
hydrostatic stress state
and under a true triaxial stress state. Nevertheless, the
effect of stress states on
permeability has clearly shown that permeability reduction
under true triaxial
stresses was less than that under hydrostatic stresses.
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[en] INTEGRO-DIFFERENTIAL SOLUTIONS FOR FORMATION MECHANICAL DAMAGE CONTROL DURING OIL FLOW IN PERMEABILITY-PRESSURE-SENSITIVE RESERVOIRS / [pt] SOLUÇÕES ÍNTEGRODIFERENCIAIS PARA CONTROLE DE DANO MECÂNICO À FORMAÇÃO DURANTE ESCOAMENTO DE ÓLEO EM RESERVATÓRIOS COM PERMEABILIDADE DEPENDENTE DA PRESSÃO DE POROSFERNANDO BASTOS FERNANDES 03 February 2022 (has links)
[pt] A Equação da Difusividade Hidráulica Não-Linear (EDHN) modela o escoamento monofásico de fluidos em meios porosos levando em conta a variação das
propriedades da rocha e do fluido presente no interior de seus poros. Normalmente, a solução adimensional da linha-fonte pD(rD, tD) para escoamento de
líquidos é encontrada por meio do uso da transformada de Laplace ou transformação de Boltzmann, o qual, o perfil transiente de pressões em coordenadas
cartesianas é descrito pela função erro complementar erfc(xD, yD, tD) e, em
coordenadas cilíndricas pela função integral exponencial Ei(rD, tD).
Este trabalho propõe a solução analítica pelo método de expansão assíntotica
de primeira ordem em séries, para solução de alguns problemas de escoamento
de petróleo em meios porosos com permeabilidade dependente da pressão
de poros e termo fonte. A solução geral será implementada no software
Matlab (marca registrada)
e a calibração do modelo matemático será realizada comparandose a solução obtida neste trabalho com a solução calculada por meio de um
simulador de fluxo óleo em meios porosos denominado IMEX (marca registrada)
, amplamente
usado na indústria de petróleo e em pesquisas científicas e que usa o método de
diferenças finitas. A solução geral da equação diferencial é dada pela soma da
solução para escoamento de líquidos com permeabilidade constante e o termo
de primeira ordem da expansão assintótica, composto pela não linearidade
devido à variação de permeabilidade. O efeito da variação instantânea de
permeabilidade em função da pressão de poros é claramente demonstrado nos
gráficos diagnósticos e especializados apresentados. / [en] The Nonlinear Hydraulic Diffusivity Equation (NHDE) models the singlephase flow of fluids in porous media considering the variation in the properties
of the rock and the fluid present inside its pores. Normally, the dimensionless linear solution for the flow of oil is performed using the Laplace and
Fourier transform or Boltzmann transformation and provides the unsteady
pressure profile in Cartesian coordinates given by complementary error function erfc(xD, yD, tD) and in cylindrical coordinates described by the exponential integral function Ei(rD, tD).
This work develops a new analytical model based on an integro-differential
solution to predict the formation mechanical damage caused by the permeability loss during the well-reservoir life-cycle for several oil flow problems.
The appropriate Green s function (GF) to solve NHDE for each well-reservoir
setting approached in this thesis is used. The general solution is implemented
in the Matlab (trademark) and the mathematical model calibration will be carried out
by comparing the solution obtained in this work to the porous media finite
difference oil flow simulator named IMEX (trademark). The general solution of the NHDE
is computed by the sum of the linear solution (constant permeability) and the
first order term of the asymptotic series expansion, composed of the nonlinear
effect of the permeability loss. The instantaneous permeability loss effect is
clearly noticed in the diagnostic and specialized plots.
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