Orientador: Antonio Claudio de França Correa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-21T20:22:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cavalcante_JoseReinaldo_M.pdf: 3262038 bytes, checksum: b98f1629fb171e7bfb25000be38df80e (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: Este trabalho propõe a utilização de modelos analfticos para previsão de comportamento de cone de água. Uma correlação para previsão de corte de água foi obtida com o estudo de performance do cone através de simulação numérica de reservatórios. Mostra-se como as correlações para cálculo de vazão crítica, intervalo ótimo de completação, tempo de irrupção de água e corte de água, podem ser usadas nas estimativas iniciais de recuperação dos reservatórios com mecanismo de drenagem influenciado por um aqüífero de fundo. O programa desenvolvido, utilizando as correlações analfticas, pode ser considerado como um método simplificado para previsão de comportamento de cone de água. Este trabalho investigou também a eficácia de produção seletiva de óleo e água dos respectivos reservatórios, pela técnica de completação dupla no poço, para controle do cone de água. A metodologia desenvolvida foi aplicada a dois reservatórios, zona-800 e zona-1000 do campo de Canto do Amaro, localizado na Bacia Potiguar / Abstract: This work proposes the use of analytical models in the study of water coning performance. The correlation obtained to predict watercut resulted from a water coning performance study, using numerical reservo ir simulation. The correlations developed to predict critica I rate, breakthrough time, optimum length of perforated interval and watercut performance can be used as an initial approximation for oil recovery. The program can be considered as a simplified method for water coning predictions. The selective production of oil and water to control water coning in oil producing wells was also investigated by numereial reservoir simulation. To achieve this, a dual completion scheme is necessary. The method was applied in two reservoirs, zone-800 and zone 1000 in Canto do Amaro field, Potiguar Basin, Brazil / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

[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.

Orientadores: Jorge Stolfi, Anamaria Gomide / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Computação / Made available in DSpace on 2018-08-04T01:31:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cardoso_ClaudioGuidoSilva_M.pdf: 3745382 bytes, checksum: 3bab54915892693628aea66a49348c48 (MD5) Previous issue date: 2004 / Resumo: Nesta dissertação, estudamos as aplicações de splines construídos sobre grades diádicas na aproximação de funções e solução de equações diferenciais. Nosso foco principal é a simulação de escoamento de petróleo em reservatórios naturais. Uma grade diádica é construída através de divisões sucessivas de uma célula raiz retangular, sempre pela metade, alternando a direção do corte ciclicamente pelos eixos de coordenadas. Desta forma, os splines diádicos podem ser refinados adaptativamente de acordo com as funções a serem aproximadas, até que satisfaçam o grau de precisão exigido. As grades diádicas também possuem uma estrutura muito simples e podem ser representadas e manipuladas computacionalmente com grande eficiência e facilidade. Trabalhamos em particular com uma família de splines diádicos multilineares e contínuos para uma grade arbitrária G, que denominamos por [1 [G]. Desenvolvemos algoritmos que geram duas bases padrões de elementos finitos (tendas diádicas) Bmax e Bmin para estes espaços. Para testarmos as potencialidades dos espaços [l[G], realizamos experimentos numéricos utilizando a técnica de aproximação por mínimos quadrados, e resolvemos alguns casos de equações diferenciais parciais lineares. Nestes experimentos, estudamos o uso de malhas diádicas de resolução variável no espaço e no tempo. Concluímos que grades adaptativas podem produzir os mesmos resultados que uma grade uniforme fina, a uma fração do custo. A última parte deste trabalho descreve em detalhes a construção e teste de um simulador para escoamento bifásico óleo/água (Simóleo), baseado em grades diádicas adaptativas. Revisamos, em linhas gerais, as equações que regem este processo, e sua discretização pelo método de elementos finitos (Galerkin). Desta forma, obtemos um sistema de equações diferenciais não linear, dependente do espaço e do tempo, que resolvemos de maneira iterativa. O desempenho do Simóleo foi avaliado utilizando um modelo popular de reservatório (5 poços) / Abstract: ln this dissertation we study the application of splines built over dyadic grids for function approximation and integration of differential equations. Our main focus is the simulation of oil flow in natural reservoirs. A dyadic grid is built by recursively splitting a rectangular root cell into equal halves, alternating the orientation of the cut cyclically over the coordinate axis. Therefore, dyadic splines may be refined adaptatively to fit the functions they are approximating, until a certain precision leveI is reached. Dyadic grids also have a simple structure which may be easily and efficiently represented and manipulated by computers. We worked in particular with a family of multilinear and continuous dyadic splines for a certain grid G, denoted by [1[G]. Algorithms were developed to build two standard basis of finite el¿ments (dyadic tents), Bmax and Bmin, for such function spaces. In order to test the potentialities of the spaces [1 [G], we performed some numerical experiments of least squares approximations and integration of linear partial differential equations. In these experiments, we studied the use of adaptive dyadic grids, whose resolution varies in time and space. We conclude that adaptive grids can produce the same results as a fine uniform grid, at a fraction of the cost. The last part of this work describes in detail the development and tests of an oiljwater flow simulator (Simóleo), based on adaptive dyadic grids. We review the oil flow equations, and their discretization by the finite element (Galerkin) method. Thus, we obtain a non linear differential equation system, depending on space and time, which we solve iteratively. The program's performance is measured with experiments using a popular reservoir model (5-spot) / Mestrado / Ciência da Computação / Mestre em Computação

Orientador: Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T16:32:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ribeiro_Jonatas_M.pdf: 7145041 bytes, checksum: 815e3a38baddeab5f03a1f4a1bb2ff13 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: No início do projeto de desenvolvimento de um campo de petróleo, as informações disponíveis são escassas. Neste momento, a análise integrada entre reservatório, escoamento e processamento pode ser mais importante que o maior detalhamento de cada aspecto envolvido. Uma ferramenta capaz de efetuar a simulação integrada permite a visualização de impactos de restrições dos sistemas de produção sobre a economicidade do projeto. Os resultados ficam mais próximos do comportamento real, quando comparado às simulações que utilizam modelos simplificados para os sistemas de produção. O presente trabalho é focado efetuar uma análise integrada de um campo de petróleo, com a utilização de modelos analíticos para a representação do comportamento do reservatório. Um maior detalhamento foi aplicado à modelagem termodinâmica, de escoamento e de processamento de fluidos. Com isto, em casos onde a modelagem composicional e os sistemas de produção apresentam grande impacto no projeto, esta ferramenta demonstra melhor suas vantagens. A ferramenta foi validada via a comparação entre os resultados de simuladores comerciais, adotando-se o (CMG-IMEX) como simulador de reservatório e o (PIPESIM) como simulador de escoamento. Após a validação, a ferramenta foi aplicada ao estudo de caso de campo marítimo de elevada pressão permitindo a otimização de alguns aspectos dos sistemas de produção / Abstract: In the early phase of the oil field project development, the available information is scarce. At this moment, an integrated analysis of reservoir, flowing and processing can be more important than the detailing every aspect involved. The result becomes closer to real behavior, when compared to simulations using simplified models for production systems. The present work is focused on developing an integrated analysis of an oil field, using analytical models for reservoirs. A more detailed approach was applied to thermodynamic modeling, flow and fluid processing. In cases where the compositional modeling and production systems have great interference in the project, this tool has demonstrated its best advantages. The tool has been validated through the comparison between the results of commercial simulators as CMG- IMEX for reservoir and PIPESIM for flowing, and the results of created model. After validation, the tool was applied to study the case of offshore field with high pressure allowing the optimization of some aspects of production systems / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

[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.

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T02:47:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Guillou_Olivier_M.pdf: 7496791 bytes, checksum: 64b1e03f7a1baa620f4a354c4e790f09 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: As crescentes dificuldades encontradas na exploração e produção de petróleo, tais como a diminuição das grandes descobertas, o afastamento da costa e as profundidades cada vez maiores dos campos, criam uma necessidade permanente de inovação. A fim de melhor conhecer e dominar os reservatórios situados em regiões remotas, novas ferramentas e novas metodologias precisam ser desenvolvidas. Com capacidade computacional em constante aumento e algoritmos avançados, esta demanda pode ser satisfeita. A partir de novas metodologias de integração de sísmica 3D desenvolvidas e integradas em um processo de otimização baseado em modelagem a posteriori, diversos resultados válidos tem sido obtido. Neste contexto, a caracterização de reservatórios condicionada a atributos sísmicos se revelou uma maneira eficiente de melhorar a qualidade sísmica dos modelos assim como o respeito dos modelos gerados (Barens et al, 2004). Esta dissertação propõe comparar os resultados de quatro metodologias de caracterização de reservatório e os seus respectivos impactos na análise de risco do campo. O caso de estudo é realizado em um campo de turbiditos situado nas águas profundas da costa oeste africana a partir de cinco poços exploratórios e uma exploração sísmica 3D de boa qualidade / Abstract: The growing difficulties encountered in petroleum exploration and production, such as declining discoveries, increasing coastal distances and field depth, create a constant need for innovation. To improve the knowledge and dominate reservoirs located in remote areas, new tools and methodologies must be developed. With the steady increase in computing power and the birth of new algorithms, this demand can be satisfied and project risks can be reduced. From new 3D seismic integration methodologies developed and integrated into an optimization process based on forward modeling, different valid results have been obtained. In this context, seismic constraint characterization has shown an effective way to improve the seismic quality and the relevance of generated models (Barens et al, 2004). This dissertation proposes to compare the results of four reservoir characterization methodologies on a field development risk analysis. The case study is realized on a deep offshore West African turbidites with a relevant exploration wells number and a good 3D seismic survey quality / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T21:35:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mezzomo_CristinaCledia_D.pdf: 20242077 bytes, checksum: d16d737b77c20aa4dd8638356659d1de (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: A elaboração de projetas de desenvolvimento é um processo bastante complexo devido às incertezas devido à quantidade limitada de informações disponíveis para o grande número de variáveis envolvidas com compot1amento dinâmico. A ferramenta mais utilizada para este processo é a simulação numérica de reservatórios, que fornece a previsão de produção dos campos e pode ser associada a algoritmos de otimizaçào para a maximização de uma função objetiva previamente estabelecida segundo os objetivos de cada projeto. Embora o processo seja complexo, usualmente, são utilizados procedimentos manuais para a escolha da estratégia de produção. Algumas tentativas têm sido publicadas com o objetivo de tornar o processo automático. Entretanto, nenhuma dessas duas formas parece ser a mais adequada, pois (l) a forma manual demanda excessivo tempo dos profissionais envolvidos e pode não considerar todos os cenários necessários para evitar tempos longos de preparação dos projetas e (2) as formas automáticas apresentadas até agora demandam um número muito grande de simulações, o que inviabiliza a aplicação em reservatórios reais. O procedimento para seleção de planos de desenvolvimento proposto neste trabalho procura tirar proveito das duas formas de trabalho c é composta por procedimentos seqüenciais manuais e automatizada. Isso possibilita que a definição dos parâmetros do plano de desenvolvimento esteja integrada à análise de risco (técnico, operacional, geológico, econômico, etc.). O procedimento para seleção de planos de desenvolvimento pode ainda ser integrado com uma teoria de análise de decisão adequada utilizando, por exemplo, a teoria de utilidade multiatributos. A idéia é propor um procedimento que pode ser aplicada a um conjunto amplo de reservatórios, fornecendo embasamento para escolha da alternativa mais adequada para o desenvolvimento inicial do campo, observando o comportamento em relação aos riscos considerados e a priorização de objetivos para o projeto. Foram testados diversos exemplos com diferentes características e os resultados md1cam que este procedimento é bastante flexível, podendo ser adaptada para considerar as características e objetivos estabelecidos para cada projeto com custo computacional que pode ser estabelecido para cada caso / Abstract: Field developrnent planning is a very cornplex process due to uncertainties, related to the restricted amount of information available for the high number of variables with dynamic behavior. The most common tool for this process is reservoir simulation that provides production forecasts and is associated to optimization algorithms for the optimization of a non-linear objective-function previously stated, regarding the objectives for the project. Although this is a complex process, manual procedures are often used to select a recovery strategy. Some studies have been developed to obtain automatic procedures. Some tests have been published with the objective of developing an automatic process. However. none of these approaches seem to be the most adequate regarding that (I) the manual approach requires excessive time from the professionals involved and may not consider all the necessary scenarios in order to avoid long times for projects planning and (2) the automatic approaches presented until this moment requires a very large amount of simulations and are unfeasible for actual reservoirs. The approach for field development plan selection proposed in th1s work takes advantages of both approaches and is composed by a sequence of manual and automated procedures. This enables to integrate the parameters definition for the development plan to a risk analysis (technical, operational, geological, and economic, etc.). The procedure for field development plan selection can still be integrated with an adequate decision analysis using, for example, multiattributes utility theory. The main idea is to propose a procedure that can be applied to a large set of reservoirs, providing the fundamentals to choose the most adequate choice for the initial field development, regarding the risks related and objectives classification for the project. Severa] examples with different characteristics were evaluated and the results indicate that this procedure is very flexible and it can be adapted to consider the characteristics and objectives stated to each project with a low computational cost that can be stated for each case / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo

[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.

Orientadores: Denis Jose Schiozer, Celio Maschio / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-14T07:27:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ida_Mauro_M.pdf: 14939670 bytes, checksum: 3bac33f4177c36ec35c53933f345273b (MD5) Previous issue date: 2009 / Resumo: Boas decisões no gerenciamento de um campo de petróleo em produção dependem fortemente da confiabilidade da previsão de produção que demanda um modelo de escoamento que reproduza com boa precisão o histórico de produção. Devido à complexidade do processo de ajuste de histórico de produção, vários modelos podem resultar em ajustes aceitáveis, porém ainda com incertezas na previsão de produção, principalmente pelo fato de existirem algumas heterogeneidades de grande impacto não observadas na fase de caracterização do modelo. Para reduzir as incertezas, surgiu a tecnologia de sísmica 4D que a partir de análises qualitativas permite identificar frentes de saturação de água, resultando em grandes avanços na caracterização do reservatório e, conseqüentemente, no ajuste de histórico. Apesar de muito útil, em alguns casos podem levar a interpretações equivocadas, sendo necessário um procedimento adicional para o uso da informação dessa tecnologia. O objetivo principal deste trabalho é propor uma metodologia que utiliza simultaneamente os dados de produção e quantitativamente a impedância acústica da sísmica 4D para identificar as heterogeneidades do reservatório visando melhorar a qualidade do ajuste de histórico. A metodologia proposta consiste de duas etapas principais: parametrização e otimização com algoritmo genético. A validação da metodologia proposta foi realizada num modelo bidimensional five-spot com duas falhas geológicas e um canal de alta permeabilidade e a aplicação foi realizada num modelo modificado do Campo de Namorado com as seguintes características: total de 44 poços, uma falha geológica e um canal de alta permeabilidade. Em todos os modelos, foram constatados ganhos de qualidade no ajuste de histórico proporcionado pela incorporação quantitativa da sísmica 4D. / Abstract: Good decision making related to oilfield management depends on reliability of production forecast which demands calibrated reservoir simulation models. Due to the complexity of the production history matching process, there are many models with reasonable match but, many times, with different forecasts, mainly due to important heterogeneities that are not observed during the reservoir characterization phase. In order to reduce this uncertainty, a new technology named 4D seismic became available which uses quantitative analysis to identify water saturation front resulting in huge advance in reservoir characterization and consequently in history matching. Although this technology is very useful, in some cases, it can result in mistaken interpretation and it needs additional work to use this technology. The main objective of this work is to propose a methodology to use production data and quantitatively acoustic impedance from 4D seismic to identify reservoir heterogeneities to increase the quality of the history matching. The methodology proposed is divided in two main steps: parametrization and optimization with genetic algorithm. The validation of methodology proposed was done in a simple synthetic model and the application was done in the Namorado Field, modified with one geological fault and one channel with high permeability. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

[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.