Submitted by Daniella Sodre (daniella.sodre@ufpe.br) on 2015-04-10T14:41:18Z No. of bitstreams: 2 TESE Juliana Valadares.pdf: 5811985 bytes, checksum: 491e0c068e87e2643e42ec15ae775b3d (MD5) license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) / Made available in DSpace on 2015-04-10T14:41:18Z (GMT). No. of bitstreams: 2 TESE Juliana Valadares.pdf: 5811985 bytes, checksum: 491e0c068e87e2643e42ec15ae775b3d (MD5) license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) Previous issue date: 2013-04-30 / PRH 26; ANP; CNPq / A Engenharia de Petróleo tem como um de seus objetivos de estudo otimizar a produção de hidrocarbonetos através da previsão do comportamento do reservatório durante todo o tempo de produção, e com isso, a simulação numérica vem desenvolvendo um papel fundamental nesta previsão procurando entender os fenômenos físicos e químicos associados ao escoamento de fluido no interior dos mesmos. A determinação precisa da produção de um reservatório de petróleo, principalmente em rochas sensíveis a variações no estado de tensões, necessita da modelagem tanto do fluxo de fluido (água, óleo e/ou gás) quanto das deformações ocorridas no processo de produção (Minkoff et al, 2003). Trata-se de uma análise acoplada que pode ser empregada em estudos de reservatórios considerando os fenômenos de compactação e subsidência, fraturamento hidráulico e reativação de falhas e fraturas naturais. Tais fenômenos podem ter impacto direto na produção e levar a problemas ambientais. Devido então a esses fatores identificamos a necessidade de desenvolver um modelo que representasse não só o comportamento hidráulico, mas também mecânico de fluidos em rochas. Logo o presente trabalho consiste na implementação de uma formulação de fluxo bifásico tipo IMPES Modificado (IMplicit Pressure Explicit Saturation) onde o campo de pressões de fluido é calculado implicitamente (utilizando o método dos elementos finitos) e o campo de velocidades das fases fluidas é usado para o cálculo explícito do balanço de massa das fases (aqui usando o método do volume de controle e a determinação na aresta). Esta formulação foi, portanto, implementada e validada utilizando o Método dos Elementos Finitos com Volume de Controle - CVFEM no código numérico CODE_BRIGHT (Coupled Deformation Brine Gas and Heat Transport) considerando o acoplamento geomecânico, uma vez que o comportamento tensão-deformação da rocha é influenciado pela alteração dos campos de pressões e saturações dos fluidos.