Submitted by Israel Vieira Neto (israel.vieiraneto@ufpe.br) on 2015-03-05T17:50:57Z No. of bitstreams: 2 Dissertação Júlio Hoffimann Mendes.pdf: 10096156 bytes, checksum: 5b0587f24e368bb11970a042409dfda8 (MD5) license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) / Made available in DSpace on 2015-03-05T17:50:57Z (GMT). No. of bitstreams: 2 Dissertação Júlio Hoffimann Mendes.pdf: 10096156 bytes, checksum: 5b0587f24e368bb11970a042409dfda8 (MD5) license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) Previous issue date: 2014-05-28 / PETROBRAS / Em Engenharia de Petróleo e outras áreas da ciência, Mitigação de Incertezas baseada em Histórico (MIH) é o termo moderno usado por especialistas ao se referirem a ajustes contínuos de um modelo matemático dadas observações. Tais ajustes tem maior valor quando acompanhados de diagnósticos que incluem intervalos de confiança, momentos estatísticos, e idealmente caracterização completa das distribuições de probabilidade associadas. Neste trabalho, o bastante conhecido problema de ajuste ao histórico em campos de petróleo é revisado sob uma perspectiva Bayesiana que leva em consideração toda possível fonte de incerteza teórica ou experimental. É uma aplicação direta da metodologia geral desenvolvida por Albert Tarantola no seu livro intitulado ‘’Inverse Problem Theory and Methods for Model Parameter Estimation”. Nosso objetivo é fornecer a pesquisadores da área de Óleo & Gás um software escrito em uma linguagem de programação moderna (i. e. Python) que possa ser facilmente modificado para outras aplicações; realizar a inversão probabilística com dezenas de milhares de células como uma prova de conceito; e desenvolver casos de estudo reproduzíveis para que outros interessados neste tema possam realizar “benchmarks” e sugerir melhoramentos. Diferentemente de outros métodos de sucesso para MIH como Ensemble Kalman Filters (EnKF), o método proposto, denomidado Ensemble MCMC (EnMCMC), não assume distribuições a priori Gaussianas. Pode ser entendido como uma cadeia de Markov de ensembles e teoricamente é capaz de lidar com qualquer distribuição de probabilidade multimodal. Dois casos de estudo sintéticos são implementados em um cluster de computação de alto desempenho usando o modelo MPI de execução paralela para distribuir as diversas simulações de reservatório em diferentes nós computacionais. Resultados mostram que a implementação falha em amostrar a distribuição a posteriori, mas que ainda pode ser utilizada na obtenção de estimativas maximum a posteriori (MAP) sem fortes hipóteses a respeito dos dados (e. g. a priori Gaussianas).

Made available in DSpace on 2014-06-12T17:37:04Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo2222_1.pdf: 1552281 bytes, checksum: a07baf3282d7d24c6e398d5d4508f5b7 (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2010 / O principal problema do uso de otimização com simulações em projetos de engenharia de petróleo se deve a extensiva demanda computacional requerida, devido principalmente à grande quantidade de simulações numéricas realizadas durante o processo. Neste trabalho é apresentada uma alternativa para superar tal dificuldade, utilizando-se funções substitutas - através da construção de modelos substitutos (metamodelos) - que são menos custosas de serem realizadas, no qual amenizam o esforço computacional gerado durante o processo de otimização existente para esta classe de aplicação. Desta maneira, torna-se viável a utilização de um algoritmo de otimização, sem a necessidade de executar o simulador numérico de uma forma intensiva. A simulação numérica permite a obtenção de uma previsão do comportamento do reservatório com base em um modelo numérico, previamente construído a partir de diversos parâmetros gerados durante a caracterização do campo de petróleo. Após a construção de um modelo numérico a sua validação com histórico de produção é feita através do ajuste de histórico onde o modelo de reservatório é corrigido para que os resultados obtidos pelo simulador reproduzam os resultados observados, sendo através desse processo gerado uma boa caracterização de reservatório de petróleo e consequentemente uma boa previsão de produção. Isto posto, este trabalho buscou desenvolver uma metodologia para automatizar o processo de ajuste de histórico de produção por um ajuste assistido, em simulação numérica de reservatório de petróleo, através da minimização matemática de uma função-objetivo utilizando-se de um método de otimização baseado na estratégia de Otimização Aproximada Sequencial (SAO). Para o desenvolvimento do sistema foram implementadas rotinas em OCTAVE, posteriormente integradas ao DAKOTA e ao simulador IMEX, permitindo o funcionamento da metodologia através da troca de dados entre esses programas. Como resultado desse trabalho obteve-se, através da simulação numérica de reservatória, dados para avaliar o processo de ajuste de histórico, utilizando-se de técnicas de otimização por aproximação sequencial, visando encontrar um modelo ajustado que será utilizado para realizar previsões futuras do reservatório, provendo subsídios para uma explotação mais confiável

Made available in DSpace on 2014-06-12T17:37:46Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo2408_1.pdf: 3478641 bytes, checksum: eb0a9acd07c63f1148e729cf12fd792a (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2010 / Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / O comportamento de solos e rochas pode ser descrito através de modelos constitutivos que associam estados de tensões com estados de deformações. Trata-se de um problema de valor inicial cuja solução é obtida empregando de técnicas numéricas. Neste problema, a partir de um estado de tensão inicial e de um incremento de deformações, obtém-se um novo estado de tensões resultante da integração da lei constitutiva ao longo do passo de tempo. As relações constitutivas usadas são do tipo elastoplástica e visco-plástica com regularização viscosa de Perzina. Os critérios de plastificação adotados foram os de Mohr-Coulomb e o de Drucker-Prager, ambos com suavização da superfície de fluência. Foram analisados problemas mecânicos e hidro-mecânicos. Para representar o acoplamento hidro-mecânico foram adotadas leis que relacionam variáveis mecânicas a deformação do meio. Na dissertação foram implementados, no programa de elementos finitos CODE_BRIGHT, o método explícito de integrações de tensões de Euler Modificado e o de Runge-Kutta-Dormand-Price, ambos com controle de erro. As implementações foram verificadas através de um problema de expansão de cavidade cilíndrica e as análises de desempenho dos esquemas de integração foram feitas tomando como critério o número de passos e o tempo total de CPU. Esta mesma análise também foi realizada para os casos de escavação do túnel de Brasília e o de reativação de falha selante, mostrando que os algoritmos implementados funcionam satisfatoriamente para problemas geomecânicos com e sem acoplamento de fluxo de fluidos

Submitted by Daniella Sodre (daniella.sodre@ufpe.br) on 2015-04-10T15:41:03Z No. of bitstreams: 2 TESE Vinícius Dantas.pdf: 7342372 bytes, checksum: 911dd411fc685c93f20e4810224c4c2a (MD5) license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) / Made available in DSpace on 2015-04-10T15:41:03Z (GMT). No. of bitstreams: 2 TESE Vinícius Dantas.pdf: 7342372 bytes, checksum: 911dd411fc685c93f20e4810224c4c2a (MD5) license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) Previous issue date: 2013-12-19 / Os problemas relacionados à extração de petróleo geralmente estão relacionados à maior produtividade no campo. Dessa forma, o foco desse trabalho é subsidiar a melhor distribuição de injeção de massa de polímeros nos poços injetores capaz de resultar na otimização da recuperação de óleo. Propõe-se então fornecer técnicas computacionais que possam melhorar o fator de recuperação de hidrocarbonetos melhorando assim, a eficiência do projeto de vazão de injeção de polímeros dissolvidos na água. No processo de otimização, serão executados várias estratégias visando um melhor projeto de vazões de injeções e consumo de polímero. Para resolver este problema, é adotada uma metodologia que combina estratégias de otimização global e local, que é conhecida como estratégia híbrida de otimização. Todos os casos serão executadas através da ferramenta comercial de simulação de reservatórios IMEX (Implicit Explicit Black Oil Simulator) que faz parte do pacote de programas da CMG (Computer Modelling Group Ltd.). Os problemas de otimização serão divididos em duas partes, a primeira irá tratar das otimizações globais e em uma segunda etapa será utilizado otimização local fazendo uma hibridização dos métodos. Com esta metodologia, espera-se que haja um melhoramento no varrido no reservatório e com isso uma melhor recuperação de petróleo e consequentemente maximizando a função objetivo, Valor Presente Líquido (VPL). O trabalho proposto irá analisar a quantidade de massa de polímero injetada em um reservatório sintético e em um reservatório baseado em dados reais, avaliando as vazões de injeção de cada poço injetor, bem como, o tamanho do banco de polímeros e sua concentração.

Submitted by Eduarda Figueiredo (eduarda.ffigueiredo@ufpe.br) on 2015-03-05T12:59:02Z No. of bitstreams: 2 Tese_JoseDasio_2012.pdf: 3385516 bytes, checksum: 4afa8d5c72cfeb19a26316b0dd1e613f (MD5) license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) / Made available in DSpace on 2015-03-05T12:59:03Z (GMT). No. of bitstreams: 2 Tese_JoseDasio_2012.pdf: 3385516 bytes, checksum: 4afa8d5c72cfeb19a26316b0dd1e613f (MD5) license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) Previous issue date: 2012-01-20 / ANP / A busca por condições ótimas para a produção de óleo e gás é um dos maiores desafios no campo da engenharia de petróleo. A necessidade de tomar decisões em intervalos de tempo cada vez menor, associada a uma série de limitações, tais como simulações de alto custo computacional, exigem elevados investimentos no desenvolvimento de novas ferramentas computacionais. Este trabalho apresenta ferramentas computacionais para alocação dinâmica das vazões nos poços de produção e injeção, e ajuste de histórico. As incertezas relacionadas às propriedades petrofísicas, como o campo de permeabilidades serão consideradas no problema de alocação de vazões. O modelo “black –oil” é utilizado neste trabalho, e as simulações são feitas com um simulador comercial. O campo de permeabilidades é considerado como um campo estocástico, caracterizando a incerteza como uma variável na entrada do modelo. Os campos estocásticos de entrada são descritos com a expansão de Karhunen-Loeve, e as respostas estocásticas de interesse são expressas com expansão em caos polinomial e também com a colocação estocástica. A utilização da expansão de Karhunen-Loeve diretamente requer um alto custo computacional, para minimizar este problema é utilizada a técnica de análise dos componentes principais utilizando a matriz núcleo (KPCA). Esta metodologia quando aplicada na forma linear somente preserva os momentos de primeira e segunda ordem do campo estocástico, sendo necessária a utilização da metodologia KPCA não linear para representar os momentos de ordem maior que dois. Neste trabalho são utilizados modelos substitutos, que uma vez construídos possibilitam uma redução no custo computacional. Outra vantagem na utilização de modelos substitutos é que os mesmos permitem desenvolver estudos de otimização quando não se tem informações sobre as derivadas das equações do problema a ser simulado. Serão apresentadas diferentes metodologias para a geração de modelos substitutos, tais como, Krigagem, MARS e Processo Gaussiano. Para gerar os modelos, diferentes técnicas de amostragem são estudadas, tais como, Quase-Monte Carlo (QMC), Hipercubo latino (LHS) e Tesselação de Voronoi (CVT). iv Os modelos substitutos são utilizados juntamente com a estratégia de otimização por aproximação seqüencial (SAO). Esta metodologia decompõe o processo de otimização em subproblemas, onde cada subproblema é restrito a uma região do espaço de projeto (região de confiança). No caso de otimização considerando incertezas é utilizada a metodologia de camadas e aninhamento. Estudos de caso em reservatório sob injeção de água ou gás são desenvolvidos. Os resultados mostram que as metodologias de modelos substitutos são uma alternativa viável quando não se têm acesso as derivadas do problema. Os casos de otimização das alocações dinâmicas das vazões de produção mostram que as metodologias apresentadas alcançam um considerável acréscimo no valor presente líquido. No caso do ajuste de histórico, as metodologias utilizadas mostram uma boa capacidade preditiva.

Submitted by Israel Vieira Neto (israel.vieiraneto@ufpe.br) on 2015-03-05T17:13:46Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) DISSERTAÇÃO Jefferson Wellano Pinto.pdf: 3407503 bytes, checksum: d5c3b7701f2881317226c2ca801d09b2 (MD5) / Made available in DSpace on 2015-03-05T17:13:46Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) DISSERTAÇÃO Jefferson Wellano Pinto.pdf: 3407503 bytes, checksum: d5c3b7701f2881317226c2ca801d09b2 (MD5) Previous issue date: 2014-05-16 / Na área da engenharia de reservatórios de petróleo, um dos grandes desafios enfrentados é a busca da melhor solução para a produção de óleo. Uma ferramenta disponível para previsão da produção e que fornece informações para o controle da mesma é a simulação computacional de reservatórios. Com base nessa ferramenta, a simulação do campo pode ser conduzido de forma automática através de procedimentos de otimização. Neste trabalho será abordada a otimização do gerenciamento da injeção de água, tendo como variáveis as vazões atribuídas a cada poço produtor e injetor sob diferentes condições operacionais. O valor presente líquido (VPL), a produção acumulada de óleo e a injeção acumulada de água são as funções objetivo utilizadas. Tais problemas, por envolverem repetidas simulações numéricas, na maioria das vezes são computacionalmente onerosos. Visando contornar este custo, modelos substitutos podem ser utilizados. O presente trabalho propõe apresentar uma ferramenta para a otimização de problemas de gerenciamento de reservatório uni e multiobjetivos utilizando um acoplamento das técnicas Soma Ponderada (Weighted Sum (WS)) e Intersecção Contorno-Normal (Normal Boundary Intersection (NBI)) à estratégia de otimização sequencial aproximada (Sequential Aproximation Optimization (SAO)), baseada em modelos substitutos. A técnica aqui utilizada para a construção de tais modelos é a baseada em ajuste de dados, utilizando a técnica de amostragem do hipercubo latino (Latin Hypercube Sampling (LHS)). Para tal, dois procedimentos são investigados, krigagem e funções de base radial (Radial Basis Function (RBF)). O ambiente computacional utilizado para o desenvolvimento da ferramenta proposta é o MATLAB. As simulações do reservatório são feitas com um simulador comercial black-oil, o IMEX.

Made available in DSpace on 2014-06-12T17:38:15Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo2443_1.pdf: 4391547 bytes, checksum: 668fe7c822e6ef77af7ec08e5e691c63 (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2010 / Universidade Federal de Pernambuco / A engenharia de reservatórios de hidrocarbonetos oferece muitas oportunidades de aplicação de modernas técnicas de planejamento sob incertezas, tanto para o geren- ciamento quanto para o desenvolvimento de reservatórios. Recentemente, a indústria de óleo e gás tem desprendido esforços signi…cantes para desenvolver tecnologias e…- cientes de gerenciamento para a otimização da produção, principalmente as relativas a campos inteligentes. De outro lado, grandes esforços têm sido empreendidos no de- senvolvimento de metodologias para a determinação da quantidade e posicionamento ótimo dos poços; encontrar o número, a locação e o conjunto ótimo de controles, sob condições de incerteza, é um grande desa…o. Os problemas acima envolvem o controle e a otimização de funções objetivas não- lineares, como a produção acumulada de óleo (NP) e a esperança do valor presente líquido (EVPL), conjuntamente com a satisfação de restrições lineares e não lineares implícitas, físicas e econômicas. Do ponto de vista de otimização, são necessários algoritmos de otimização que sejam capazes de tratar variáveis contínuas e discretas, de resolverem milhares de variáveis de controle e de não …carem presos nos ótimos locais decorrentes de ruídos estocásticos e numéricos. Idealmente, os algoritmos não devem necessitar de derivadas, para que se possa usar os mais adequados simuladores de reservatórios disponíveis. Um dos obstáculos iniciais para o uso de diversas técnicas de planejamento sob incertezas é que os reservatórios são caracterizados geoestatisticamente. Em princípio, isso quer dizer que um número signi…cativo de realizações de propriedades do reser- vatório, tais como as petrográ…cas, devem ser simuladas. Esta dissertação estuda o comportamento de um algoritmo, e cria algumas vari- antes, pertencente a uma classe de algoritmos que faz aproximações estocásticas de gradientes por meio de diferenças randômicas simultâneas. Este estudo mostra apli- cações do SPSA na otimização de controles de vazões e de locação de poços com controle simultâneo de vazões, com e sem incertezas geológicas. Os resultados são expressivos, permitindo a solução de problemas de otimização com milhares de variáveis, e proble- mas de otimização inteiro-mista

Made available in DSpace on 2014-06-12T17:39:46Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo6134_1.pdf: 3050101 bytes, checksum: 41ed41fd5af0e4f82b113bb1938aaa9d (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2005 / Os desafios atuais para gerenciamento dos recursos hídricos decorrentes dos acréscimos no consumo de água, exigem o desenvolvimento e utilização de modelos e métodos computacionais para otimização destes recursos e minimização dos conflitos. Para atender a estas necessidades, se apresenta, neste trabalho, o Modelo de Simulação Energética do Norte/Nordeste (SIMONE), modificado com o objetivo de otimizar os usos múltiplos dos reservatórios pertencentes ao Sistema Interligado Nacional (SIN) de geração de energia hidroelétrica, observando os aspectos qualitativos e quantitativos dos recursos hídricos disponíveis. O modelo proposto trabalha com as usinas hidroelétricas e termoelétricas pertencentes às regiões Norte e Nordeste do Brasil, tendo como estudo de caso o reservatório da usina de Sobradinho. Com a finalidade de possibilitar a verificação do atendimento aos diversos usuários das águas desse reservatório foi realizado e utilizado o cadastramento dos usuários localizados na borda do seu lago, bem como a análise das variações dos parâmetros de qualidade da água, em função do nível da água acumulada. As modificações realizadas no Modelo SIMONE permitiram que fossem consideradas as retiradas consuntivas, analisadas as variações nos parâmetros físico-químicos da água e admitidas nas simulações as configurações das usinas no período considerado, tais como o número de máquinas instaladas, as curvas-chave e vetores de evaporação. Após as modificações, o Modelo SIMONE mostrou ser uma ferramenta simples e eficaz na determinação da repartição otimizada dos recursos hídricos disponíveis, entre os múltiplos usuários do sistema interligado de geração de energia elétrica

Submitted by Fabio Sobreira Campos da Costa (fabio.sobreira@ufpe.br) on 2017-11-28T13:48:21Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) OTIMIZAÇÃO DA CONVERSÃO DE POÇOS EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO - CLAUDIA S REZENDE.pdf: 2770891 bytes, checksum: d8c795b254cbb51f092df4a118b05d47 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-11-28T13:48:21Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) OTIMIZAÇÃO DA CONVERSÃO DE POÇOS EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO - CLAUDIA S REZENDE.pdf: 2770891 bytes, checksum: d8c795b254cbb51f092df4a118b05d47 (MD5) Previous issue date: 2016-11-25 / CAPES / A Engenharia de Reservatórios cotidianamente apresenta atividades envolvidas com problemas de otimização em diversos contextos. Na grande maioria desses problemas se busca a melhor solução para o gerenciamento da produção de óleo. Uma ferramenta valiosa que fornece um suporte para as decisões de projetos de desenvolvimento da produção de petróleo é a simulação computacional de reservatórios, que aqui será conduzida em conjunto com procedimentos de otimização tornando o processo da obtenção do projeto ótimo o mais automático possível. Neste trabalho é abordado o processo do gerenciamento da injeção de água, visando o reaproveitamento de poços produtores quando estes são diagnosticados como fechados, durante o processo de otimização da produção do reservatório. As variáveis de projeto são as vazões atribuídas a cada poço produtor e injetor, sob diferentes condições operacionais. O valor presente líquido (VPL) é a função objetivo utilizada. Por tal processo de reaproveitamento necessitar de repetidas simulações numéricas nas otimizações envolvidas, isso se torna computacionalmente um processo oneroso. Portanto, para este caso modelos substitutos podem ser utilizados. O presente trabalho utiliza a estratégia de Otimização Sequencial Aproximada (Sequential Aproximation Optimization (SAO)), baseada em modelos substitutos. Para construir os modelos substitutos, utiliza-se uma técnica de ajuste de dados, baseada nas Funções de Base Radial (Radial Basis Function (RBF)). O procedimento do hipercubo latino (Latin Hypercube Sampling (LHS)) é o considerado para a geração da amostra. O ambiente computacional utilizado para o desenvolvimento da ferramenta proposta é o MATLAB. As simulações do reservatório são feitas com um simulador comercial black-oil, o IMEX. O processo de reaproveitamento de poços é aqui estudado em dois reservatórios distintos, o Brush Canyon Outcrop e o UNISIM-I-Mod. O presente trabalho compara soluções obtidas por processos de otimização sem reaproveitar poços produtores fechados e com reaproveitamento dos devidos poços em diferentes estratégias de produção. Na maioria dos casos estudados, com a conversão dos poços produtores em poços injetores, foi possível obter um ganho significativo no VPL (Valor Presente Líquido). / The Reservoir Engineering presents daily activities involved with optimization problems in different contexts. The great majority of these problems looks for the best solution for oil production management. A valuable tool that provides a support to the decisions of oil production projects is a computational reservoir simulator. Here, this will be conducted together with optimization procedures making the process of obtaining the optimal design as automatic as possible. This work will address the process of water injection management, with the aim to reuse producers when they are diagnosed to be closed during the reservoir production optimization process. The design variables are the flow rates assigned to each production and injector well in different operating conditions. The net present value (NPV) is the objective function. The reuse process requires repeated numerical simulations in the optimizations involved, as a consequence, it becomes a computationally costly process. Therefore, in this case surrogate models can be used. This work uses a strategy of Sequential Approximate Optimization (SAO), based on surrogate models. To construct the substitute models, a datafitting scheme based on Radial Basis Function (RBF) is employed. The procedure of Latin Hypercube Sampling (LHS) is considered to generate the sample. The computing environment used to develop the proposed tool is MATLAB. The reservoir simulation is done by a commercial black-oil simulator, IMEX. The reuse wells process is applied here for two different reservoirs, the Brush Canyon Outcrop and UNISIM-I-Mod. This work compares the solutions obtained by optimization processes without and with reuse of production wells in different production strategies. In most of cases, the conversion of producing wells to injection wells, was obtained with a significant gain in the NPV (Net Present Value). KEYWORDS: Reservoir Simulation, Sequential Approximate Optimization, Surrogate Models, Reuse of Producer Wells.

Submitted by Pedro Barros (pedro.silvabarros@ufpe.br) on 2018-08-09T19:52:38Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) TESE Lorena Monteiro Cavalcanti Barbosa.pdf: 3341810 bytes, checksum: a11f35c60c2f472119efa988b23f0f6f (MD5) / Approved for entry into archive by Alice Araujo (alice.caraujo@ufpe.br) on 2018-08-15T22:28:30Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) TESE Lorena Monteiro Cavalcanti Barbosa.pdf: 3341810 bytes, checksum: a11f35c60c2f472119efa988b23f0f6f (MD5) / Made available in DSpace on 2018-08-15T22:28:30Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) TESE Lorena Monteiro Cavalcanti Barbosa.pdf: 3341810 bytes, checksum: a11f35c60c2f472119efa988b23f0f6f (MD5) Previous issue date: 2017-02-23 / Os métodos multiescala são capazes de fornecer soluções numéricas acuradas para as equações de fluxos em reservatórios de petróleo altamente heterogêneos, com custos computacionais consideravelmente baixos quando comparados ao custo da simulação diretamente na escala mais fina. Um desafio as metodologias multiescala, em particular ao Método de Volumes Finitos Multiescala (MsFVM), consiste na simulação do escoamento em meios muito anisotrópicos, ou em meios que apresentem regiões com elevados gradientes de permeabilidade (exemplo: meios fraturados e com barreiras), isto acontece devido à necessidade do desacoplamento nas fronteiras dos sub-domínios, ou seja, o uso das condições de contorno reduzidas para calcular os operadore multiescalas. Essas condições de contorno configuram-se no núcleo das metodologias multiescala, pois desacoplam os subproblemas, possibilitando a obtenção de soluções na escala mais fina, porém, por não considerarem os fluxos normais às fronteiras, geram problemas de conservação nestas regiões. No presente trabalho, apresentamos uma variante do método multiescala, denominado Método Iterativo Multiescala Modificado para Volume de Controle (I-MMVCM). O I-MMVCM elimina a necessidade de uso dos volumes fantasmas, melhorando a acurácia dos operadores multiescala, e consequentemente aumenta a eficiência do método. A pressão é calculada em cada volume da malha grossa primal, utilizando as pressões anteriormente calculadas pelo MsFVM como condições de contorno de Dirichlet. Para garantir conservação em todo o domínio utilizamos dois métodos de correção, que visam corrigir o fluxo na malha grossa primal. Adicionalmente, comparamos os resultados obtidos por dois Métodos de Volumes Finitos com Aproximação de Fluxo por Múltiplos Pontos (MPFA), o MPFA-O ou MPFA-TPS (Triangle Pressure Support) e o MPFA-FPS (Full Pressure Support). Para a solução do problema de saturação utilizamos o Método de Ponderação à Montante de Primeira Ordem (First Order Upwind Method - FOUM), método dos volumes finitos de alta ordem (Higher Order Finite Volume –HOFV) e um método de linhas de fluxos (Streamlines). Finalmente, o sistema de equações governantes é resolvido seguindo a estratégia IMPES (Implicit Pressure, Explicit Saturation). / The multiscale methods are cable to provide accurate numerical solutions for the flow equations in highly heterogeneous petroleum reservoirs, with considerably lower computational costs when compared to the computational cost of simulating directly on the fine scale. A challenge for multiscale methods, in particular for the Multiscale Finite Volume Method (MSFVM), consist in modeling flow in highly anisotropic oil reservoir, or in medium with high permeability gradients (eg fractured media and barriers), it happens due to necessity of the decoupling at the frontier of the sub-domains, thais is, the use of reduced boundary conditions for calculate the multiscale operator. These boundary conditions are the core of all multiscale methodologies, they uncouple the problem into smaller subproblems, making it possible to obtain solutions on the fine scale, but since they do not consider the flows normal to the boundaries, they break the mass conservation law in these regions. In the present work, we present a variant of the multiscale method called the Iterative Modified Multiscale Control Volume Method (I-MMVCM). The I-MMVCM eliminates the need to use ghost volumes, improving the accuracy of multiscale operators, therefore increasing the efficiency of the method. The pressure is calculated on each volume of the primal coarse mesh, using the pressures previously calculated by the MsFVM as Dirichlet boundary conditions. In order to reimpose conservation in the domain we use two correction methods, which are designed to correct the upscaling flow of the primal coarse mesh. In addition, we compared the results obtained by two Finite Volume Methods with Multi-Point Flow Approximation (MPFA), the MPFA-O or MPFA-TPS (Triangle Pressure Support) and MPFA-FPS (Full Pressure Support). To solve the transport problem we use the First Order Upwind Method (FOUM), high order finite volume method (HOFV) and the method of the streamlines. Finally, the system of governing equations is solved using the Implicit Pressure Explicit Saturation (IMPES) strategy.