Orientadores: Denis Jose Schiozer, Martin Julian Blunt / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-13T09:49:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Beraldo_ValcirTadeu_D.pdf: 9605890 bytes, checksum: 4a102164c597164e50bd6a9d11c41c7c (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: A variação espacial da composição inicial do óleo é um fenômeno que aparece em alguns reservatórios e que deve ser considerada nas simulações. O objetivo desta tese é implementar uma formulação que considera essa variação em simuladores por linhas de corrente. Esse tipo de simulação pode, em muitas situações, ser mais rápido que os simuladores por diferenças finitas. Uma das limitações importantes da simulação por linhas de corrente é o tratamento de compressibilidades de rocha e fluido. Por isso, foi também implementada uma formulação que considera compressibilidade com variação da qualidade do óleo. Inicialmente um simulador bifásico por linhas de corrente para sistema incompressível foi alterado para trabalhar com dois componentes na fase óleo, permitindo assim considerar a variação das propriedades desta fase. Em seguida, o simulador foi modificado, incorporando a formulação para sistemas compressíveis com variação de qualidade de óleo. Foi necessário criar, nesta fase, alguns procedimentos para tornar o programa estável nas diversas situações testadas. As implementações foram validadas através de comparações com simuladores comerciais por diferenças finitas em uma série de modelos que representam situações normalmente encontradas. Os testes mostraram que, em ambas formulações, foi possível a reprodução satisfatória dos resultados, utilizando os simuladores por linha de corrente. Na formulação para sistema compressível, foi feita uma análise de sensibilidade do tempo de execução e da qualidade da solução a alguns parâmetros de controle numérico que foram definidos no código computacional. Em modelos de sistemas compressíveis com variação nas propriedades de óleo, heterogêneos e refinados, os resultados mostraram que a combinação adequada de parâmetros permite a simulação por linhas de corrente em tempos sensivelmente menores que a simulação por diferenças finitas, mantendo-se a qualidade dos resultados. / Abstract: Spatial oil composition variation can be found in some reservoirs and it has to be considered in simulations. The goal of this thesis is to implement a formulation that considers this variation in streamline simulators, which can be, in many situations, faster than finite difference simulators. One of the important restraints of streamline simulations is the treatment of rock and fluid compressibility. Therefore, a formulation that considers oil quality variation with compressibility has also been implemented. At first, a two phase streamline simulator for incompressible system was modified to work with two components in the oleic phase, allowing consideration of property variations on this phase. Then, the simulator was modified in order to incorporate the formulation for compressible system with oil quality variation. The implementations have been validated by comparisons with a finite difference commercial simulator in several compressible reservoir models, showing good results. Using the formulation for compressible systems, it has been done a sensitivity analysis of execution time and quality of solution with the variation of some numerical parameters that have been defined in the computational code. In models of heterogeneous and very refined reservoirs with oil property variation, the results showed that the appropriate combination of numerical parameters allows running the streamline simulation much faster than finite difference simulation, while keeping the quality of the results. / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo