Made available in DSpace on 2014-06-12T17:39:35Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo9583_1.pdf: 3349269 bytes, checksum: 6ee22563582c71343c803d84af6f79a0 (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2012 / 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)

Made available in DSpace on 2014-06-12T17:41:17Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo8442_1.pdf: 2652754 bytes, checksum: ea44fccd237ea5430a84b1efd55fc852 (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2010 / Os grandes investimentos alocados na área de exploração e produção de petróleo, em geral, são realizados sob grandes riscos, devido às incertezas envolvidas no processo. Em virtude da grande quantidade de variáveis no processo de exploração e produção de petróleo, a análise de riscos uma prática comum nessa área vem se tornando cada vez mais complexa, exigindo metodologias mais eficientes. Dessa forma, as empresas petrolíferas vêm investindo pesadamente em pesquisas, visando à obtenção de inovações tecnológicas relativas a metodologias para análise de riscos, de forma que suas tomadas de decisões ocorram sob menores riscos. Como parte do processo de busca por essas inovações tecnológicas, este trabalho tem por objetivo o desenvolvimento de um sistema computacional para o estudo da propagação das incertezas envolvidas no processo de exploração e produção de petróleo. Este trabalho faz abordagens sobre aspectos contextuais da exploração e produção de petróleo e sobre os recursos utilizados pelo sistema computacional desenvolvido, como: o DAKOTA, ambiente para otimização e propagação de incertezas; o IMEX, simulador numérico para o estudo do comportamento dos reservatórios de petróleo, e os métodos aplicáveis à propagação de incertezas. O sistema em si será composto pelos programas DAKOTA, IMEX e por programas adicionais desenvolvidos especificamente para possibilitar a troca de dados entre os dois primeiros programas. Este trabalho consiste na realização de experimentos computacionais utilizando- se como métodos de propagação de incertezas o Caos Polinomial e a Colocação Estocástica. Esses métodos são empregados em problemas-modelo de simulação de reservatórios na determinação do efeito das incertezas das variáveis petrolíferas, como a porosidade e a permeabilidade, em uma variável de interesse no caso, o Valor Presente Líquido (VPL) ou a produção acumulada de óleo

Made available in DSpace on 2016-08-29T15:32:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_2710_GARBEN BRAVIM GOMES.pdf: 1482770 bytes, checksum: 9243d54bf2284a8fe68f63c5ba00d41c (MD5) Previous issue date: 2008-10-08 / Uma estimação precisa do comportamento do reservatório é necessária para a avaliação das reservas de hidrocarbonetos, previsão de desempenho futuro desenvolvimento das instalações de produção e planejamento de métodos eficazes de recuperação de óleo. No entanto, a medição de todas as propriedades do petróleo durante a operação de um poço exploratório é inviável por causa do tempo demandado para a completa caracterização. O problema é contornado com a medição de algumas propriedades, a partir das quais se estimam outras. Com esta finalidade diversos modelos foram desenvolvidos nos últimos anos para relacionar, de forma eficiente, as propriedades do fluido do reservatório como, por exemplo, fator volume de formação, razão de solubilidade, pressão de saturação, temperatura, grau API, densidade etc. Estes modelos são conhecidos na literatura e indústria como correlações PVT, dentre as quais as mais conhecidas são de Standing, Glaso e Vazquez-Beggs. Diversas modificações dessas correlações têm sido introduzidas nos últimos anos por De Ghetto, Al Marroun, Petrosky, dentre outros. Neste trabalho apresentamos, com aplicação de um ferramental estatístico adequado, uma análise destas das correlações PVT que estimam a pressão de saturação propostas por Standing, Glaso e Vazquez-Beggs. Os dados experimentais utilizados são os apresentados por De Ghetto et al. (1995). Palavras chaves: Correlações, Propriedades PVT, Reservatórios de Petróleo.

Made available in DSpace on 2016-12-23T14:08:11Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Arquivo 1 - Capa 1.pdf: 14839 bytes, checksum: 4aceff6f3a05166a03ac50b15cef72d4 (MD5) Previous issue date: 2008-10-08 / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / Uma estimação precisa do comportamento do reservatório é necessária para a avaliação das reservas de hidrocarbonetos, previsão de desempenho futuro desenvolvimento das instalações de produção e planejamento de métodos eficazes de recuperação de óleo. No entanto, a medição de todas as propriedades do petróleo durante a operação de um poço exploratório é inviável por causa do tempo demandado para a completa caracterização. O problema é contornado com a medição de algumas propriedades, a partir das quais se estimam outras. Com esta finalidade diversos modelos foram desenvolvidos nos últimos anos para relacionar, de forma eficiente, as propriedades do fluido do reservatório como, por exemplo, fator volume de formação, razão de solubilidade, pressão de saturação, temperatura, grau API, densidade etc. Estes modelos são conhecidos na literatura e indústria como correlações PVT, dentre as quais as mais conhecidas são de Standing, Glaso e Vazquez-Beggs. Diversas modificações dessas correlações têm sido introduzidas nos últimos anos por De Ghetto, Al Marroun, Petrosky, dentre outros. Neste trabalho apresentamos, com aplicação de um ferramental estatístico adequado, uma análise destas das correlações PVT que estimam a pressão de saturação propostas por Standing, Glaso e Vazquez-Beggs. Os dados experimentais utilizados são os apresentados por De Ghetto et al. (1995). / A precise estimation of a reservoir behavior is very important for the correct evaluation of hydrocarbons amount, prediction of the performance, development of production facilities and planning of efficient recuperation methods. But direct evaluation of all petroleum properties is not viable during operation of an exploratory well bore. This problem is solved by estimating some properties from others whose evaluation in laboratory is easier. Several correlations were proposed and commented in the literature for correlating oil formation volume factor, solubility ratio, bubble point pressure, reservoir temperature, oil gravity, gas gravity, and so on. These models have been nominated PVT correlations, although sometimes the include some non PVT properties as oil and gas viscosity. The most famous correlations is that proposed by Standing, Glaso and Vazquez-Beggs, which have been modified by other researchers as, for example, De Gheto, Al Marroun and Petrosky. In this work, we present statistical analysis of some correlations (for bubble point pressure estimation) for Standing, Glaso and Vazquez-Beggs correlations. The experimental data are that presented by De Gheto in 1995.

Made available in DSpace on 2014-06-12T17:36:05Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo2293_1.pdf: 5284544 bytes, checksum: 98b62391a7b9cf3c490a1dd02e905d21 (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2008 / Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / A busca por técnicas de alto desempenho por engenheiros e pesquisadores no campo da simulação numérica em reservatórios de petróleo é um caminho que vem sendo percorrido desde o início da década de 1950 com o advento dos primeiros computadores digitais. Prever o comportamento de um reservatório ao longo de sua vida produtiva e extrair a máxima quantidade de hidrocarbonetos economicamente viável é uma tarefa que exige um conhecimento mais detalhado das características dos fluidos (líquidos e/ou gasosos) e do meio poroso por onde escoam. A modelagem matemática da física envolvida no escoamento de fluidos em meios porosos resulta em equações diferenciais parciais (EDPs) nãolineares que apenas apresentam soluções analíticas em casos muito simplificados. Métodos numéricos como os de diferenças finitas e de volumes finitos, e mais recentemente de elementos finitos, têm sido aplicados neste campo e exigem um tratamento especial quando se deseja empregá-los em simulações com o auxílio de computadores paralelos partindo desde a fase de pré-processamento, passando pela estrutura de dados do simulador, até a resolução das equações discretas. O uso de computadores paralelos de memória distribuída é apresentado como uma ferramenta de alto desempenho que pode permitir uma redução significativa no tempo total de simulação ou pode viabilizar a simulação de problemas de grande porte, ou seja, problemas que excedem a capacidade de memória de uma única máquina devido a enorme quantidade de dados envolvidos. Neste trabalho, é apresentado um simulador de reservatórios de petróleo paralelo desenvolvido em C++ e que faz uso de pacotes gratuitos de código aberto voltados à programação paralela como FMDB, ParMetis e Petsc que desempenham tarefas específicas importantes como o gerenciamento de malhas distribuídas, o balanço de carga entre processadores e a utilização de resolvedores (solvers) iterativos paralelos, respectivamente. Uma formulação de volumes finitos centrada nos vértices e baseadas em uma estrutura de dados por arestas (Carvalho, 2005), aqui chamada de EBFV1 (Edge Based Finite Volume), é utilizada na discretização das equações governantes para simular o escoamento incompressível óleo-água em meios porosos heterogêneos e anisotrópicos tanto em malhas de triângulos quanto de tetraedros. Nesta formulação, a heterogeneidade do meio está associada a subdomínios. O método de integração no tempo IMPES (IMplicit Pressure Explicit Saturation) é adotado nas simulações em conjunto com um procedimento adaptativo no passo de tempo (Hurtado et al., 2006). Uma segunda formulação de volumes finitos (EBFV2) também com volumes de controle centrados nos vértices e onde a heterogeneidade do meio está associada aos elementos da malha é apresentada e comparada com a formulação EBFV1 para tratar problemas elípticos em malhas 2-D. Exemplos obtidos da literatura e tratados por outras formulações de volumes finitos são usados para avaliar o erro e a taxa de convergência para malhas com diferentes níveis de refinamento. Mostram-se como as duas formulações são capazes de lidar com problemas envolvendo meios porosos com razão de heterogeneidade e anisotropia elevada

Submitted by Everaldo Pereira (pereira.evera@gmail.com) on 2017-05-16T15:20:11Z No. of bitstreams: 1 Marcio Dantas _ Dissertação.pdf: 13924387 bytes, checksum: 4d49b9382fbc42c602c7e496e3e8e345 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-05-16T15:20:11Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Marcio Dantas _ Dissertação.pdf: 13924387 bytes, checksum: 4d49b9382fbc42c602c7e496e3e8e345 (MD5) / As rochas carbonáticas têm grande interesse entre os geocientistas devido a sua importância como reservatórios de petróleo. Neste âmbito, as rochas carbonáticas da Formação Riachuelo, Bacia de Sergipe-Alagoas, auxiliam nos estudos de análogos de reservatórios, pois tem excelente seção aflorante de calcarenitos ooidais/oncoidais bioclásticos, calcirruditos, bioconstruções e calcilutitos. Os principais objetivos desta dissertação foram integrar dados de afloramentos com dados de poços, propor uma interpretação estratigráfica em alta resolução e analisar a qualidade como rochas reservatórios dos afloramentos estudados. Para isso, utilizou-se os dados do Projeto P&D “Caracterização Multiescalar em Reservatórios Carbonáticos Análogos da Bacia Sergipe-Alagoas/CAMURES-Carbonato – SEGUNDA ETAPA” , sendo 6 perfis de afloramentos que compreendem um total de aproximadamente 160 m de sucessão estratigráfica descontínua aflorante, os quais foram amostrados em seus intervalos principais e confeccionadas lâminas petrográficas para descrição das microfácies, e 3 perfis de poços, na região das cidades de Divina Pastora, Riachuelo e Laranjeiras, área central do estado de Sergipe. A aplicação da Estratigrafia de Sequências foi feita pela metodologia de Embry e Johannessen (1992), que considera como limite de sequência a Superfície Regressiva Máxima (SRM) e a discordância erosiva (não identificada), e utiliza como superfície auxiliar a Superfície Transgressiva Máxima (STM), com o auxílio dos ciclos de Karagodin (1975). Foram interpretados ciclos de alta frequência em 6ª e 5ª ordens nos afloramentos estudados e definidas as sequências elementares, e ciclos de 3ª, 4ª e 5ª ordens nos perfis de poços. A parte carbonática aflorante foi identificada no poço com o auxílio do perfil de raio-gama a uma profundidade de aproximadamente 250 m nos poços GALP e MAT. Toda a sucessão estratigráfica estudada apresenta baixa qualidade reservatório em sua seção carbonática e mista, pois em geral, tem alta microporosidade, resultado dos processos eo e mesodiagenéticos como cimentação de calcita espática, micritização e dolomitização que fecharam os poros primários. Por vezes, processos de dissolução em fase telodiagenética criaram porosidade móldica, mas que não resultam em boa porosidade efetiva. / ABSTRACT - Carbonate rocks have such a great interest by geoscientist due its importance as petroleum reservoirs. So the carbonate rocks of Riachuelo Formation, Sergipe-Alagoas Basin, give good support in the study of analogue reservoirs, because it has great outcrops sections of oolitic/oncolitic bioclastic calcarenites, calcirrudites, bioconstructions and calcilutites. The main objectives of this work is integrate outcrop data with wells data, propose a high resolution stratigraphic interpretation and analyze the quality of study rocks as reservoirs. Aiming this, data of the Project research “Caracterização Multiescalar em Reservatórios Carbonáticos Análogos da Bacia Sergipe-Alagoas/CAMURES-Carbonato – SEGUNDA ETAPA” were used, as follows 6 profile outcrops that comprises approximately 160 m of discontinuous stratigraphic section, that were sampled in key intervals and made thin sections to describe microfacies, and 3 well logs, at the area of Divina Pastora, Riachuelo e Laranjeiras cities, central area of Sergipe state. The application of Sequence Stratigraphy was done with Embry and Johannessen (1992) methodology, that considers as sequence's limit the Subaerial unconformity and the Maximum Regressive Surface, and uses Maximum Transgressive Surface as support, and the Karagodin cycles (1975). 5ª and 6ª orders high frequency cycles were interpreted in outcrops and defined them elementary sequence, and 3ª, 4ª and 5ª orders cycles in the well logs. The carbonate section of outcrop was identified at 250 m deep in the GALP and MAT well logs using gamma ray logs. All the studied section has low quality reservoir because of low porosity and low permeability inferred from thin section, and high microporosity, due eo and mesodiagenetic process like sparry calcite, micritization and dolomitization that closed primary pores. Sometimes, dissolution process in telodiagenesis creates moldic porosity but it isn't effective porosity.

Submitted by Johnny Rodrigues (johnnyrodrigues@ufcg.edu.br) on 2018-03-14T22:16:17Z No. of bitstreams: 1 HELTON GOMES ALVES - DISSERTAÇÃO PPGEQ 2017..pdf: 6048381 bytes, checksum: 85c4b2fa7101540817c1a7f535cd9477 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-03-14T22:16:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 HELTON GOMES ALVES - DISSERTAÇÃO PPGEQ 2017..pdf: 6048381 bytes, checksum: 85c4b2fa7101540817c1a7f535cd9477 (MD5) Previous issue date: 2017-02-01 / Capes / O presente trabalho tem como objetivo dar uma contribuição na compreensão dos fenômenos envolvidos na recuperação de óleos com diferentes viscosidades através de poços produtores horizontais na presença e ausência de uma falha geológica via injeção de água. Para resolver as equações de conservação de massa e momento linear generalizadas a Lei de Darcy, foi utilizado o Ansys CFX 15.1 adotando o modelo de mistura de fluidos contínuos (água/óleo) em fluxo transiente e regime laminar. Mediante teste de malha, realizado segundo o princípio da superposição das curvas de perfil de fração volumétrica e velocidade superficial média da água, foi escolhido a malha estruturada com 603588 elementos hexaédricos por apresentar menor esforço computacional. Entretanto, através da comparação da recuperação de óleo com diferentes viscosidades foi possível constatar que a recuperação do óleo menos viscoso se apresentou mais eficiente. Contudo, segundo a análise da influência da altura do poço injetor, a configuração que apresentou uma maior área de varrido foi com a maior área de injeção. E através das distribuições em diferentes posições longitudinais de fração volumétrica de água, gradientes de pressão, velocidade superficial da água e do óleo, foi possível perceber a presença da falha geológica no reservatório, bem como a influência da variação da sua permeabilidade. / The present work aims to contribute to the understanding of the involved phenomena in the recovery of oils with different viscosities through horizontal wells in the presence and absence of a geological fault via water injection. In order to solve the mass conservation and generalized linear momentum equations of Darcy's law, Ansys CFX 15.1 has been used and it was supported by the continuous fluids mixture model (water/oil) in transient flow and laminar regime. Through mesh test, which was performed according to the principle of superposition of the volumetric fraction profile and the average surface velocity of the water, a structured mesh with 603588 hexahedral elements was chosen because of the lower computational effort. However, by comparing the recovery of oil with different viscosities, it was possible to verify that the recovery of less viscous oil was more efficient. In addition, according to the analysis of the influence of the height of the injector well, the configuration that presented a larger awept área was the one with a greater area of injection. Thus, through the distributions in different longitudinal positions of volumetric fraction of the water, pressure gradients, surface velocity of the water and the oil, it was possible to realize the presence of the geological fault in the reservoir, as well as the influence of the variation of its permeability.

Escoamentos multifásicos em meios porosos são modelados por um sistema de equações diferenciais parciais e o estudo da aproximação das soluções dessas equações desempenha papel crucial na simulação e previsão de problemas de grande interesse prático e impacto econômico e social, tais como a recuperação secundária de petróleo, o armazenamento geológico de CO2 e o transporte de poluentes em aquíferos. O presente trabalho tem como objetivo o desenvolvimento de um simulador numérico tridimensional para avaliar com precisão o transporte de dois fluidos imiscíveis em um meio poroso heterogêneo e que utiliza computação paralela multithread para computadores multiprocessados de memória compartilhada. O sistema de equações diferenciais parciais é decomposto em um subsistema elíptico para a determinação do campo de velocidades dos fluidos e uma equação hiperbólica não-linear para o transporte das fases fluidas. Para esta última, foi utilizado um método numérico de volumes finitos, não-oscilatório de alta ordem baseado em esquemas centrais e que admite uma formulação semi-discreta com coeficientes variáveis no espaço. Experimentos numéricos em modelos tridimensionais foram realizados considerando problemas de escoamentos lineares e não lineares postos em configurações típicas de simulação de reservatórios de petróleo. Os resultados mostraram-se satisfatórios por apresentarem conservação da massa, boa captura das ondas de choque e pequena difusão numérica, independente do passo de tempo. / Multiphase flows in porous media are modeled by a system of partial differential equations and the study of the numerical approximation to the solutions of these plays a crucial role in the simulation and prediction of problems that are of great practical interest and of economic and social impact, such as secondary oil recovery, geological storage of CO2 and transport of pollutants in aquifers. The goal of this work is the development of a three-dimensional numerical simulator that precisely evaluates the transport of two immiscible fluids in a heterogeneous porous media using multithread parallel programming to shared memory multiprocessors computers. The system of partial differential equations is decomposed into a elliptic subsystem used to determine the velocity field and into a hyperbolic equation (nonlinear) to determine the transport of the fluid phases. The approximation to the solution of the latter one is calculated using a high order non-oscillatory finite-differences numerical method based on central schemes that allows a semi-discrete formulation which an extension that enables to work with variable space coefficients. Numerical experiments on three-dimensional models were performed considering linear and nonlinear flow problems in typical settings of oil reservoirs simulations. The results were satisfactory since they presented mass conservation, precise capture of shock waves and small numeric diffusion, regardless of the time step.

Submitted by Fabio Sobreira Campos da Costa (fabio.sobreira@ufpe.br) on 2016-06-14T12:31:20Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) Dissertacao Saulo Menezes.pdf: 3142876 bytes, checksum: 87a4e508de7bbbb2df2129de180c6f4d (MD5) / Made available in DSpace on 2016-06-14T12:31:20Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) Dissertacao Saulo Menezes.pdf: 3142876 bytes, checksum: 87a4e508de7bbbb2df2129de180c6f4d (MD5) Previous issue date: 2014-08-07 / CAPEs / Neste trabalho, abordamos o processo de adaptação de malhas via “remeshing”, a adap-tação de malhas não estruturadas é usada aqui como uma ferramenta de alto desempe-nho que visa simultaneamente garantir a qualidade do resultado e reduzir o tempo com-putacional envolvido em toda a simulação. Usamos um simulador numérico de escoa-mento óleo-água em reservatório de petróleo em duas dimensões. Os fluidos e a rocha reservatório são tidos como incompressíveis e não se considera variações térmicas. Um método de volumes finitos centrado nos nós e baseado em uma estrutura de dados por arestas é empregado na discretização das equações de pressão e de saturação. Uma for-mulação agregada IMPES (Implicit Pressure Explicit Saturation) é utilizada para resol-ver as variáveis de saturação e de pressão. Aproximações de baixa e alta ordem na eq. de saturação e seus efeitos na propagação dos erros é calculada. A cada avanço no tem-po, novos campos de saturações e de pressões são avaliados e, em seguida, a qualidade destes resultados é estimada. Isto é realizado por meio de um estimador de erros basea-do na hessiana dos campos de pressão e de saturação, os quais são usados para calcular os erros local e global referentes a cada campo. Estes erros são comparados a uma tole-rância que irá definir se a malha deve ou não ser adaptada, onde e em que grau de refi-namento. O método de adaptação desenvolvido é o do “remeshing” ou redefinição de malhas, que se baseia na reconstrução total ou parcial da malha. A redefinição da malha é feita com o gerador open-source Gmsh que possibilita a criação da malha com contro-le do grau de refinamento local através da malha de “background”. Após a adaptação, os campos de pressão e de saturações são interpolados da malha anterior para a nova malha. Métodos lineares, quadráticos e adaptativos de interpolação são explorados e avaliados. Para um mesmo instante de tempo, o processo de adaptação se repete até que a qualidade dos resultados atinja a tolerância exigida. Para a integração e conformidade de todas estas etapas foi desenvolvido um software na linguagem C++ usando a biblio-teca para gerenciamento de malhas FMDB (Flexible Distributed Mesh Data Base). Foi efetuado um estudo da qualidade dos resultados obtidos e da eficiência da simulação quando da utilização do procedimento de adaptação de malhas desenvolvido em simula-ções de escoamento monofásico e bifásico óleo-água em meios porosos usando malhas não estruturadas 2D triangulares, considerando meios homogêneos e heterogêneos, iso-trópicos e anisotrópicos, comprovando a robustez da metodologia implementada nas simulações efetuadas. / In this work, we address the mesh adaptation process using "remeshing" tehcnique. The adaptation of unstructured meshes is used here as a high performance tool intended both to ensure the quality of the result and to reduce the computational time involved in the whole simulation. The numerical simulation are performed using a two dimensional two phase flow numerical simulation of oil and water in porous media. Fluids and reservoir rock are considered incompressible and does not consider thermal variations are consid-ered. A cell centered finite volume method using an edge based data structure used for of the error the discretization of the pressure and saturation equations. The IMPES for-mulation (Implicit Pressure Explicit Saturation) composes the structure of the simula-tor.The hyperbollic saturation equation is discretized using either a first or higher order aproximation and the effect of such choice is analysed. After advancing the solution in time the obtained result is analysed using an a-posteriori erro indicator. At each time step a new field of saturation and pressure is evaluated, and then, the quality of results is assessed. This is accomplished by means of an estimator based on the Hessian of the fields of pressure and saturation, which are used to calculate both the local and global errors for each field. These errors are compared to a tolerance that will define whether or not the mesh must be adapted where the mesh density required. The adaptive method developed is refered to as "remeshing" and considers either total or partial reconstruc-tion of the mesh. The remeshing is done with the open-source mesh generator named Gmsh that enables to build mesh containing the level of refinement through the mesh refinement "background." mesh. After adaptation, the fields of pressure and saturations are interpolated from the previous mesh to the new mesh. Linear and quadratic interpo-lation methods are explored and evaluated. For the same level of time, the adaptation process is repeated until the quality of results reached the required tolerance. For the integration and accomplishement of all these steps a software was developed in C + + language and using the library for unstructured mesh management FMDB (Flexible Distributed Mesh Data Base) mesh. A study of the quality of the analysed results and of the efficiency of the simulation was performed when using the adaptive mesh procedure developed through the analysis of single-phase flow and two-phase oil-water in porous media using 2D models with triangular unstructured meshes. The analysed examples considers homogeneous and heterogeneous media, isotropic and anisotropic, demon-strating the robustness and efficiency of the methodology implemented for the cases analysed in the simulations performed.

Submitted by Pedro Barros (pedro.silvabarros@ufpe.br) on 2018-09-21T19:43:58Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) TESE Fernando Raul Licapa Contreras.pdf: 6260685 bytes, checksum: d6d66a2bde6c2b142b3b9f666d333f4e (MD5) / Approved for entry into archive by Alice Araujo (alice.caraujo@ufpe.br) on 2018-09-24T23:13:56Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) TESE Fernando Raul Licapa Contreras.pdf: 6260685 bytes, checksum: d6d66a2bde6c2b142b3b9f666d333f4e (MD5) / Made available in DSpace on 2018-09-24T23:13:56Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) TESE Fernando Raul Licapa Contreras.pdf: 6260685 bytes, checksum: d6d66a2bde6c2b142b3b9f666d333f4e (MD5) Previous issue date: 2017-01-10 / FACEPE / No presente trabalho apresentamos formulações numéricas para a discretização de um modelo matemático que descreve o escoamento bifásico de água e óleo em reservatórios de petróleo heterogêneos e anisotrópicos. Estas equações são resolvidas através da metodologia IMPES (Implicit Pressure Explicit Saturation) que é, em particular, um método segregado para tratar escoamento bifásico (água-óleo) em que, o campo de pressão é obtida implicitamente e o campo de saturação é obtida explicitamente. Para resolver a equação de pressão propormos formulações numéricas baseadas no método de volumes finitos lineares (a saber: MPFA-HD e MPFA-H) e no método de volumes finitos não lineares (a saber: NLFV-PP e NLFV-DMP), estas formulações em geral lidam com meios altamente heterogêneos e anisotrópicos sobre malhas poligonais em geral. De outra parte, neste trabalho são estudadas as varias propriedades numéricas que satisfazem as formulações numéricas propostas. Além disso, no caso do método não linear que satisfaz o principio do máximo discreto (DMP), mostramos que este possui um estêncil pequeno desde que os pontos de interpolação sejam calculados a partir dos pontos harmônicos. Para resolver a equação de saturação, utilizamos um método multidimensional nomeada MOOD (Multi-dimensional Optimal Order Detection), esta método é baseada numa discretização espacial de alta ordem com procedimento de limitação a posteriori das variáveis de estado (i. e. saturação) não físicos. Em cada volume de controle o grau polinomial ótimo é determinado para construir uma aproximação das soluções respeitando o principio do máximo discreto. Mediante um processo iterativo o grau polinomial é reduzido quando o volume de controle em questão não satisfaz as condições de estabilidade. Neste método, uma estratégia baseada na Técnica de Mínimos Quadrados é usada para a reconstrução polinomial. Todos métodos propostos são localmente conservativos, e todas as incógnitas são completamente centradas nos volumes de controle, e possuem a habilidade de representar reservatórios com propriedades geológicas complexas utilizando malhas poligonais quaisquer. O desempenho dessas foi avaliado a partir da solução de problemas relevantes encontrados na literatura. / In the present work we present numerical formulations for the discretization of a mathematical models that describes the two-phase flow of water and oil in heterogenous and anisotropic oil reservoirs. These equations are solved through Implicit Pressure Explicit Saturation (IMPES) methodology which is in particular a segregated method to treat two-phase (water-oil) flow in which the pressure field is implicitly obtained and the saturation field is obtained explicitly. In order to solve the pressure equation we propose numerical formulations based on the finite linear volume method (MPFA-HD and MPFA-H) and non-linear finite volume method (NLFV-PP and NLFV-DMP). Formulations generally deal with highly heterogeneous and anisotropic media over polygonal meshes in general. On the other hand, in this work the numerical properties that satisfy the proposed numerical formulations are studied. In addition, in the case of the non-linear method that satisfies the discrete maximum principle (DMP), we show that it has a small stencil since the interpolation points are calculated from the harmonic points. To solve the saturation equation, we use a multidimensional method named MOOD (Multidimensional Optimal Order Detection), this method is based on a high order spatial discretization with a posteriori limitation procedure of the non-physical state variables (saturation). In each control volume the optimum polynomial degree is determined to construct an approximation of the solutions respecting the discrete maximum principle. By means of an iterative process the polynomial degree is reduced when the control volume in question does not satisfy the stability conditions. In this method, a strategy based on the Least Squares technique is used for polynomial reconstruction. All proposed methods are locally conservative, and all unknowns are completely centered on control volumes, and have the ability to represent reservoirs with complex geological properties using any polygonal meshes. The performance of these was evaluated from the solution of relevant problems found in the literature.