Orientadores: Carlos Henrique Lima Bruhn e Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-21T04:05:06Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cortez_MarcellaMariadeMelo_M.pdf: 3800598 bytes, checksum: 0e5b696635b8d9e730d96d198db6d814 (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: A arquitetura de um reservatório caracteriza-se pela distribuição interna de fácies e pela sua geometria externa, que são definidos pelos processos deposicionais. Em alguns casos, a compreensão do padrão de distribuição, da orientação e da geometria do reservatório depende de um estudo regional. Este é o caso dos reservatórios flúvio-eólicos formados em planícies aluviais de extensões regionais. Neste projeto foram analisados os depósitos fluviais e eólicos da Formação Água Grande, na área central da Bacia do Recôncavo, que constituem o segundo principal reservatório de hidrocarbonetos da bacia. Este trabalho objetivou a caracterização da geometria e distribuição regional dos depósitos flúvio-eólicos, que pode ser muito útil em futuros projetos de exploração e explotação de hidrocarbonetos na Formação Água Grande. Três unidades estratigráficas foram individualizadas e mapeadas: sistema eólico ( topo da Formação Água Grande), sistema fluvial entrelaçado (intermediário) e um sistema fluvial sinuoso (base da formação). Os sistemas eólico e fluvial entrelaçado constituem bons reservatórios, sendo o eólico o de melhores características permo-porosas. Os três sistemas individualizados apresentam geometria e orientação distintas e em conjunto, formam um ciclo de aridez ascendente (drying-up cyc/e). Para a caracterização geométrica e mapeamento individual dos depósitos eólicos e fluviais foram elaboradas seções estratigráficas regionais e de campo e foram aplicadas técnicas geoestatísticas. A análise variográfica regional das espessuras de cada sistema deposicional auxiliou na compreensão da geometria e da orientação dos depósitos eólicos e fluviais. Os mapas de variabilidade regional e local das isópacas do sistema eólico e dos sistemas fluviais foram elaborados através da aplicação da análise de krigagem fatorial. Para o reservatório eólico, através da krigagem da indicatriz, foram elaborados mapas de probabilidade da ocorrência de classes de espessuras em relação a determinados parâmetros de corte / Abstract: The architecture of a reservoir is characterized by its internal distribution of facies and external geometry, which are defmed by the depositional processes. The understanding of patterns of distributions, orientation and geometry of sandbodies relies on regional studies, particulary in the case of fluvial and aeolian reservoirs accumulated on large alluvial plains. This thesis comprises the study of fluvial and aeolian reservoirs from the Água Grande Formation in the central Recôncavo Basin (northeastem Brazil), which is the second most important petroleum reservoir in the basin. The external geometry and distribution of these rocles were stablished at oilflled and regional scales, in an attempt to guide future petroleum exploration and exploitation from this unit. Three stratigraphic sucessions were mapped: (1) an uppermost aeolian system, (2) an intermediate braided fluvial system, and (3) a lowermost meandering fluvial system. The aeolian and braided fluvial deposits comprise good reservoirs, but the aeolian system shows by far the highest porosities and permeabilities. The three mapped successions show very distinct sandbody geometry and orientation; altogether they record a drying-up cycle. Stratigraphic cross sections at the oilfield and regional scales, and geostatistics techniques were used in the geometrical characterization and mapping of the aeolian and fluvial systems. Regional variographic analysis of the isopachs of aeolian and fluvial reservoirs supported the description of their sandbody geometry and orientation . Factorial kriging analysis allowed the construction of variability maps (regional and local) of isopachs. Indicator kriging ana1ysis supported the construction, only for the aeolian reservoirs, of probability maps for the occurence in the study area of different ranges of isopachs / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores: Antonio Claudio Correa, Maria Cristina de Castro Cunha / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-21T15:42:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Almeida_SergioRibeirode_M.pdf: 1892513 bytes, checksum: 921d8f84806cd70ffa02c33ea865d2b2 (MD5) Previous issue date: 1995 / Resumo: Esta dissertação estuda a aplicação da teoria dos canais de fluxo associada a um modelo linear de dupa porosidade em reservatórios heterogêneos submetidos à injeção de um fluido incompressível molhante e conseqüente produção do fluido não-molhante. Durante todo o trabalho foi considerado que as linhas de fluxo utilizadas são constantes com o tempo, não havendo fluxo entre os canais. Desprezou-se as forças gravitacionais e o fenômeno da embebição foi modelado através de um modelo de tranferência de massa já utilizado no modelo linear. Soluções analfticas obtidas através da teoria do potencial complexo são apresentadas para os arranjos de poços "five-spot" e linha esconsa, bem como procedimentos para obtenção das linhas de fluxo. A generalização do modelo linear permitiu sua aplicação para o caso bidimensional. Um outro item abordado foi a obtenção do coeficiente de difusão em função da saturação a partir da curva de pressão capilar / Abstract: This work studies the application of strearntube theory joined with a two-porosity linear model in heterogeneous reservoirs under injection of a incompressible wetting fluid and the production of a non-wetting fluid. It was considered that the streamlines are fixed and there is no flow between each channel. Gravity was neglected and the imbibition phenomena was modeled by the use of a mass transfer model. Analytical solutions given by complex potential theory are shown for two well pattem, as well as procedures to obtain the streamlines. The generalized linear model allowed its use in the two-dimensional case. Another item studied was how to obtain a variable diffusion coefficient as a function of saturation from capillary pressure data / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador : Paulo Tibana / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-19T09:39:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Barros_ArmandoPaulo_M.pdf: 5165235 bytes, checksum: 9170738053be4f3455b999525d408dfa (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: Esta dissertação aborda a caracterização geológica de um reservatório flúvio-eólico do Cretácio Inferior de um campo da Bacia do Recôncavo. A caracterização envolveu principalmente: (1) o estudo de litofácies e associações de litofácies, bem como os processos deposicionais relacionados; (2) a interpretação dos sistemas deposicionais e o estudo de estratigrafia de alta resolução e geometria do reservatório; (3) a correlação rocha-perfil e identificação de eletrofácies para permitir o mapeamento das heterogeneidades e propriedades Petrofísicas do reservatório; e (4) o estudo da qualidade da rocha e do fluido, e do comportamento da pressão e da produção do reservatório. Na parte inferior do reservatório estudado ocorrem sedimentos fluviais nterpretados como depositados por rios meandrantes com canais poucos sinuosos. No topo, o reservatório é constituído JX>r arenitos eólicos depositados em dunas de areias. Foram identificadas oito litofácies (seis fluviais e duas eólicas). A calibração rocha-perfil mostrou que há uma boa correspondência entre os perfis e a litologia, notadamente em função da textura e diagênese. As oito litofácies foram agrupadas em quatro eletrofácies, sendo três fluviais e uma eólica. Técnicas estatísticas foram empregadas com o objetivo de identificar as eletrofácies nos poços não testemunhados. Os dados de produção e pressão sugerem compartimentalização do reservatório relacionada à variações nas características do óleo. No topo da estrutura há uma região com baixíssima produção acumulada de óleo (baixa fluidez), apesar de conter as litofácies mais permeáveis encontradas neste estudo. A alta percentagem de parafina presente no óleo produzido (26%) e a baixa temperatura desta região (ao redor do ponto de fluidez do seu óleo- 25-40°C), sugere precipitação de parafinas no interior do reservatório. A erosão de espessa seção de sedimentos sotopostos ao reservatório estudado deve ser a causa do abaixamento da temperatura desta jazida. A porção média da acumulação é a mais produtiva do reservatório, apesar de sua menor permeabilidade, o que pode ser explicado pela temperatura desta região que está acima do ponto de fluidez do seu óleo. Quatro classes de qualidade das rochas-reservatório foram definidas com base nas impregnações de petróleo, na porosidade e na permeabilidade. As principais heterogeneidades que controlam o fluxo de fluidos no reservatório são: (1) camadas descontínuas de folhelhos e de arenitos de baixa permeabilidade; (2) arecorrência vertical das litofácies; e, (3) a região com óleo de baixa fluidez / Abstract: This dissertation presents a detailed study of an Early Cretaceous, fluvial-aeolian reservoir from the Recôncavo Basin, northeastern Brazil. This study, developed at the oil field scale, inc1uded essentially: (1) the description of lithofacies and lithofacies associations, as well as their depositional processes; (2) the interpretation of depositional systems, high-resolution stratigraphy and geometry ofthe studied reservoir; (3) log-rock correlation, and identification of electrofacies toallow the mapping of reservoir heterogeneities and petrophysical properties; and (4) the study of rock and fluid quality, and of reservoir behavior. The studied sandstone reservoir was deposited in low-sinuosity fluvial and aeolian (dune settings) systems. Eight lithofacies (two aeolian and six fluvial) were identified. There is good correlation between lithofacies and well log signatures, which are related main1y with the rock texture and diagenesis. The eight lithofacies were grouped into four electrofacies (one Aeolian and three fluvial). Statistical techniques were used to trace these electrofacies in the uncored wells.Production and pressure data suggest reservoir compartmentalization along the studied oil field, which are related with variation fi the quality of the oil. There is very low oi! production from the reservoir upper portion, despite of the fact that it contains the most permeable lithofacies. This is probably related with paraffin precipitation, as suggested by the high content (26 %) of paraffin in the recovered oil, and the low reservoir temperature (25 - 40 °C, around the pour point). Erosion of a thick section of over1ying sediments may have been responsible for the present reservoir low temperature. The mid portion of the reservoir is the best production zone, despite its lower permeability; this is explained by the fact that this portion presents temperatures above the pour point of the oil. Four classes of reservoir rocks where recognized on the basis of porosity, permeability, and types of oil shows. Major reservoir heterogeneities that control oil flow are: (1) discontinuous beds of low-permeability sandstones and mudstones; (2) frequent interbedding of distinct lithofacies; and (3) occurrence of oil with low temperature (around pour point) / Mestrado / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores: Antonio Claudio de Franca Correa, Maria Cristina Cunha / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-07-19T17:08:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ferreira_DeiseMassulo_M.pdf: 2477176 bytes, checksum: 1df830690c242eb5d718985938f764e6 (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: A presente dissertação estuda o deslocamento unidimensional ele dois fluidos incompressíveis, com o fluido molhante deslocando o não-molhante, em reservatórios heterogêneos compostos de uma fração contínua de maio transmissibilidade englobando uma fração descontínua de menor transmissibilidade.A formulação matemática adotada para representar o escoamento incompressível no meio heterogêneo admite fluxo convectivo na fração mais permoporosa e transferência de massa entre a fração mais permo-porosa e a fração menos permo-porosa, proporcional à diferença de saturação entre as duas frações. O sistema hiperlico de equações é resolvido pelo método das características para uma curva de fluxo fracionário genérica. A soluçãO obtida mostra a formação de uma frente de avanço na fração mais permo-porosa, cuja velocidade e saturação diminuem com o tempo, devido à troca de massa entre as duas frações do meio poroso. A redução da velocidade da frente de avanço da fração mais permo-porosa depende da intensidade da recuperação do óleo da fração menos permo-porosa. Os modelos de transferência de massa reportados na literatura são usados para calcular o coeficiente de transferência de massa do modelo proposto. A validação do modelo é feita através do ajuste a um experimento de laboratório reportado na literatura. Uma outra formulação para a transferência de massa, baseada na equação da difusão, é apresentada. A solução numérica para esta formulação exigiu um excessivo tempo computacional, o que conduziu ao desenvolvimento de uma solução aproximada, baseada no teorema de valor médio para integrais. É apresentado um exemplo prático com dados de campo / Abstract: The present work studies the incompressible flow of two immiscible fluids (a wetting fluid displacing a non_wetting one) in heterogeneous reservoirs composed of a continuous fraction of high transmissibility surrounding a discontiÍmous fraction of low transmissibility. The mathematical formulation used to represent the incompressible flow in the heterogeneous medium admits flow due to convective forces in the more permeable fraction, and mass transfer between the more permeable fraction and the less permeable fraction, which is proportional to the difference in: saturation between them. The resultant hyperbolic system of equations is solved by the method of characteristics for a generic fractional flow curve. The solution leads to a shock front of saturation of the wetting fluid in the more permeable fraction, whose velocity and saturation decrease in time, due to the mass transfer between the two fractions. The rate of reduction in the velocity of the shock front depends on the intensity of oi! recovery from the less permeable fraction of the reservoir. The mass transfer models reported in the petroleum literature are used to calculate the mass transfer coefficient of the proposed model. The model validation is obtained through a laboratory experiment reported in the literature. Another mathematical formulation that considers a diffusion-type equation for the less permeable fraction is presented. The numerical solution for this formulation is time consuming. So an approximate solution, based on the mean value theorem for integrais, was developped. A practical example with field data is presented. / Mestrado / Geoengenharia de Reservatorios / Mestre em Ciências

Orientação: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-19T20:25:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Santos_JoseAltamiroCarrilhoMotados_M.pdf: 21821522 bytes, checksum: ae68b8438e5a185924db18f4111dc96e (MD5) Previous issue date: 1994 / Resumo: A produção de água juntamente com óleo, devido à formação de cone de água, acarreta grandes prejuízos, em virtude da redução da produção de óleo e da queda de pressão do reservatório, além de gastos adicionais para o descarte desta água, um agente altamente poluidor. Um dos métodos usados para diminuir a produção de água, devido à formação do cone, é a injeção de fluido não-newtoniano no reservatório, no intuito de criar uma barreira de baixa permeabilidade. É de suma importância o conhecimento da posição da frente do banco de fluido no reservatório, para que se possa avaliar o volume necessário a ser injetado e determinar a melhor posição para o canhoneio do poço. A formulação do problema é feita através da equação diferencial parcial não-linear para escoamento do fluido modelo de potência em meio poroso. Da solução independente deste problema, obtém-se, o campo de velocidade, usado como parâmetro em uma outra equação (difusão-convecção) diferencial parcial linear, relativa ao transporte de polímero dentro do reservatório. Em virtude da equação do movimento ser não-linear e ainda não existir solução analítica para o caso de duas dimensões, a solução numérica para o problema foi obtida através do uso de diferenças-finitas, usando um algoritmo totalmente implícito. A solução do campo de pressão, transformada em campo de velocidade, é comparada com as soluções analíticas para o escoamento de fluido não-newtoniano em uma direção e em duas direções para fluido newtoniano. Após as comparações, acima citadas, foi constatado que o movimento dentro do banco de fluido injetado está em regime permanente, independendo, portanto, da viscosidade para fluido newtoniano e dos índices de comportamento e de consistência para fluido modelo de potência. Por isto, a solução do problema é feita de forma semi-analítica, através de expressão conhecida para tempo longo. Por sua vez, a equação de transporte de polímero é resolvida numericamente / Abstract: Water production due to water coning means great losses, inducing reduction in oil production and additional pressure drop in the reservoir, not mentioning the costs for disposal of the produced water - a major pollutant. One method used to decrease water production from coning is the injection of a non-newtonian fluid into the near wellbore region of the reservoir, for the fonnation of a permeability barrier to water flow. It is important for the engineer to determine the position of the fluid bank front in the reservoir, in order to evaluate the amount of injection fluid needed and to choose the wellbore segment to be perforated. The problem fonnulation is carried out from the partial differencial equation accounting for the flow of a power law fluid in porous media. The velocity field yielded by the solution of this equation is used in the diffusion-convection differential equation that describes the transport of polymer in the reservir. Due to the non-linear characteristic of the first equation, the solution is sought via a finite-difference numerical method employing a fully implicit algorithm. The solution obtained, in tenns of pressure and velocity fields, is compared against available analytical solutions for the non-newtonian flow in one dimension and for the newtonian flow in two dimensions. The study shows that the fluid flow in the core of the fluid bank is essentially in the steady-state regime, therefore the velocity field is independent of viscosity characteristics of the fluid - viscosity per se in newtonian fluids and behavior/consistency indexes in power law fluids. The complete solution for the problem is conveniently sought by a semi-analytical procedure, combining analytical long-tenn solutions for the velocity fields and numerical solution for the polymer transport equation / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

[pt] A exploração crescente de campos de petróleo desafiadores é acompanhada por uma também crescente preocupação pública e de companhias petrolíferas em relação a questões ambientais e de segurança. Estudos dos principais acidentes recentes relacionados a exploração de hidrocarbonetos indicam que análises geomecânicas aprofundadas podem ser a chave para prevenir tais ocorrências. Efeitos geomecânicos podem ser muito relevantes durante análises de reservatórios. Há diversas possibilidades para considerar esses efeitos, mas a análise acoplada iterativa tem mostrado ser uma das melhores soluções, pois apresenta resultados precisos em um período de tempo computacional viável. O grupo de pesquisa PUC-Rio/GTEP tem desenvolvido um programa de acoplamento que gerencia o simulador de fluxo (IMEX ou Eclipse) e o programa de elementos finitos (Abaqus ou uma solução em GPU mais rápida chamada Chronos), de uma forma interativa. O referido programa fornece uma solução abrangente para geomecânica de reservatórios. No entanto, a geração de malha, a preparação de dados e a avaliações de resultados são barreiras para a sua aplicação na rotina de trabalho da indústria. Esta dissertação apresenta a elaboração de um fluxo de trabalho desenvolvido em um modelador geológico para aplicar a simulação acoplada de fluxo-tensão para reservatórios reais de hidrocarbonetos. Este fluxo de trabalho permite de forma simples e direta a geração de malha de elementos finitos, a definição de parâmetros mecânicos, supervisão da execução da solução acoplada e, por fim, a avaliação dos resultados de fluxo e tensão em um mesmo ambiente de visualização. / [en] The growing exploration of challenging oil fields is followed by an increasing concern by members of the public and oil companies about environmental and safety issues. Studies of recent major accidents indicate that geomechanics analyses can be the key to prevent future incidents. Geomechanical effects can be very relevant during reservoirs analyses. Actually, there are many possibilities available to consider such effects, but iterative-coupled analysis has shown to be one of the best solutions because it presents accurate results in a feasible computational timeframe. The GTEP/PUC-Rio research group has developed a coupling program that manages both the flow simulator (IMEX or Eclipse) and the finite element solver (Abaqus or a faster in-house GPU solution called Chronos) in an interactive way. The mentioned program provides a wide-ranging solution for reservoir geomechanics. However, mesh generation, data preparation and results evaluations are bottlenecks for its application in the industry s work routine. This dissertation presents the development of a workflow included in a geological modeler to apply the coupled flow-stress for real hydrocarbon reservoir simulation. This workflow allows in a simple and direct manner the generation of a finite element mesh, the definition of mechanical parameters, the supervision of coupled solution execution and the evaluation of results (flow and stress) in a single viewing environment.

[pt] A produção de um reservatório de petróleo é um processo acoplado entre fenômenos geomecânicos e de fluxo, os quais impactam o próprio reservatório e suas rochas adjacentes. Ensaios laboratoriais mostraram que amostras de um reservatório carbonático do Campo B, um campo de petróleo localizado na Bacia de Campos, são muito sensíveis às deformações causadas pela depleção. Desta forma, o objetivo deste trabalho é avaliar aspectos geomecânicos e de produção do desenvolvimento do Campo B, utilizando diferentes esquemas de acoplamento hidromecânico. Foram realizadas simulações hidromecânicas parcialmente acopladas entre o simulador de fluxo IMEX e o programa de análises geomecânicas CHRONOS (um código de elementos finitos executado em GPU) através de uma metodologia que permite análises tanto em uma, quanto em duas vias. Foi construído um Mechanical Earth Model 3D do Campo B no modelador geológico GOCAD através de um workflow específico para esta tarefa. Então, foram confrontadas respostas de respostas de fluxo e geomecânicas entre simulações feitas em uma via e em duas vias. Primeiramente, a permeabilidade não foi considerada como parâmetro de acoplamento. Neste caso, não foram encontradas diferenças significativas entre os resultados dos dois tipos de acoplamento. Posteriormente foram realizadas novas simulações em duas vias, porém considerando variações das permeabilidades decorrentes da depleção do reservatório. Os resultados destas novas análises divergiram da simulação acoplada em duas vias na qual esta propriedade foi mantida constante ao longo do tempo. Logo, neste caso, negligenciar o acoplamento da permeabilidade pode gerar erros significativos. Também foram feitas análises quanto à performance computacional das simulações hidromecânicas realizadas ao longo desta Dissertação. / [en] The production of a petroleum reservoir is a coupled process between geomechanical and flow phenomena, which affect the reservoir and its surrounding rocks. Laboratory tests have shown that samples of a carbonate reservoir from Field B, an oil field located in the Campos Basin, are very sensitive to deformations caused by depletion. Thus, this study aims to assess production and geomechanical aspects of Field B development by different hydromechanical coupling schemes. Therefore, partially coupled hydromechanical simulations between the flow simulator IMEX and the geomechanical analysis software CHRONOS (a finite element code running on GPU) were performed using a methodology which allows either one-way or two-way coupling. A 3D Mechanical Earth Model of Field B was built in GOCAD, a geological modelling software, through a specific workflow for this task. Then, flow and geomechanical results were compared between one-way and two-way coupling simulations. Initially, permeability was not considered as a coupling parameter. In this case, there were no significant differences between the results. Afterwards, more two-way coupling simulations were performed, but at this time, considering variations of permeabilities due to depletion. The results of these new simulations diverged from the two-way coupling case in which permeabilities were kept constant throughout the simulation. Therefore, in this case, neglecting permeability coupling can lead to significant errors. Computational performance of the hydromechanical simulations performed along this Dissertation were also evaluated.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2009 / Made available in DSpace on 2012-10-24T18:48:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 274142.pdf: 3094996 bytes, checksum: 88a0277ca099164342a09f709316a7e6 (MD5) / É comum o uso de procedimentos de cálculo na simulação numérica de reservatórios de petróleo que, visando menor esforço computacional, maior robustez e simplicidade no código numérico, simplificam as equações governantes de conservação através de aproximações que podem implicar em erros significativos nas soluções de determinados problemas. Uma clássica aproximação deste tipo abordada neste trabalho, num domínio bidimensional, é o esquema de cinco pontos quando empregado a malhas não ortogonais e/ou a meios anisotrópicos. Neste trabalho é desenvolvida uma ferramenta de pré-processamento de dados denominada Indicador de Qualidade de Malha. Este indicador permite ao usuário comparar diferentes malhas e optar por aquela que introduz menores erros nas soluções. Além dessa ferramenta, são comparadas soluções baseadas nos esquemas de cinco e nove pontos empregando algumas metodologias numéricas. Para os esquemas de cinco pontos empregados, a primeira metodologia está contida no software ECLIPSE 100 que adota o método dos volumes finitos tradicional com as transmissibilidades propostas por Hegre et al. (1986). A segunda está contida no simulador desenvolvido neste trabalho que também emprega o método tradicional dos volumes finitos e propõe uma nova metodologia de cálculo das transmissibilidades para um esquema de cinco pontos. Para os esquemas de nove pontos, três metodologias são utilizadas. A primeira contida no software ECLIPSE 300 emprega o método MPFA Multi-Point Flux Approximation. A segunda, contida num simulador desenvolvido no laboratório SINMEC, emprega o método dos volumes finitos baseado em elementos EbFVM Element-based Finite Volume Method. E por fim, a terceira é uma das versões do simulador desenvolvido neste trabalho que emprega o método dos volumes finitos tradicional onde é proposta uma nova metodologia de cálculo para as transmissibilidades para uma discretização de nove pontos. Desta forma, este trabalho apresenta uma nova metodologia de cálculo das transmissibilidades tanto para esquemas de cinco quanto para esquemas de nove pontos. As transmissibilidades de nove pontos propostas produziram bons resultados quando comparadas com as metodologias de nove pontos empregadas. O indicador de qualidade de malha mostrou ser uma boa ferramenta para avaliar erros. / In petroleum reservoir simulation is common to use numerical calculations that simplify the governing conservation equations in order to reduce the computational time, increase the simulator robustness and simplicity. However, these approximations may result in considerable errors. A classic type of this approximation, studied in this work, is the five point scheme, for two dimensional domains, when using non-orthogonal meshes and/or anisotropic media. In this work a pre-processing feature named Quality Mesh Indicator is developed. This indicator allows the user to compare different meshes and to decide the one that introduces less error in the solutions. Furthermore, solutions based on five and nine point schemes are compared using some numerical tools. For the different five point schemes compared, the first methodology is used by the commercial simulator ECLIPSE 100, which uses the traditional finite volume method with transmissibilities proposed by Hegre et al. (1986). The second is a simulator developed in this work which also uses the traditional finite volume method and proposes a new methodology for the five points transmissibility calculation. For the nine point schemes, three methodologies are used. The first one is inside the commercial simulator ECLIPSE 300, which uses the Multi-Point Flux Approximation (MPFA) method. The second, used in an in-house simulator, employs the Element-based Finite Volume Method (EbFVM). And the last one is another version of the simulator developed in this work, where a new methodology for the transmissibility calculation is proposed. This way, two new methodologies for the transmissibility calculation were developed in this work, one for the five and another for the nine point scheme. The nine points transmissibilities proposed generated results that are in good agreement with results from simulators that used nine points methodologies. The quality mesh indicator seems to be a good tool in order to evaluate errors in solutions that used five point schemes.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2010 / Made available in DSpace on 2012-10-25T02:17:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1 286521.pdf: 2853067 bytes, checksum: e7aaaa4d0f9fcb1055d562e027e923ef (MD5) / A busca pelo aumento na produção de óleo tem incentivado o uso de poços horizontais, já que a área de contato neste caso aumenta consideravelmente. Entretanto, não é suficiente apenas ter longos trajetos horizontais do poço, já que existe um tamanho adequado para o qual o poço produz em toda a sua extensão. É fácil compreender que é necessária a existência de um gradiente de pressão entre o início do poço e seu calcanhar (início da parte vertical) para que o escoamento exista, e este gradiente de pressão está vinculado à pressão fornecida pelo reservatório. Portanto, para resolver o escoamento no interior do poço horizontal, é necessário conhecer a pressão do reservatório, ou seja, é necessário resolver o escoamento no reservatório. Existe então um problema acoplado, dado pela necessidade da solução das equações de Darcy para escoamento no reservatório e da solução das equações de Navier-Stokes do escoamento multifásico no interior do poço. A questão fundamental neste problema são as diferenças de escalas de tempo e espaço dos problemas. No reservatório tem-se uma malha numérica de dezenas de metros em suas dimensões, enquanto que o diâmetro do poço tem dimensões de centímetros. A malha requerida no reservatório, ao redor do poço, deveria ser extremamente fina para poder captar os reais gradientes existentes e calcular com exatidão a vazão mássica entre reservatório e poço. Para evitar o refino de malha, criam-se os chamados modelos de poços, que procuram representar a física local ao redor dos poços. O modelo de poço nada mais é do que uma relação que forneça a vazão mássica, para uma determinada diferença de pressão reservatório/poço, observadas as características geométricas e físicas da região de escoamento. A determinação destes modelos pode ser feita experimentalmente ou teoricamente. Neste trabalho, foi determinado de forma teórica (numérica) o índice que relaciona a vazão mássica ao gradiente de pressão entre poço e reservatório para uma determinada configuração de completação do poço horizontal. Estes índices assim calculados levam em consideração o revestimento de areia (gravel) que é colocado ao redor do poço suportado pela tela metálica, bem como as diferentes permeabilidades da região de canhoneio nos furos do poço horizontal que recebem o escoamento multifásico. Para a determinação destes índices uma região especifica perto dos furos foi escolhida e a solução detalhada do escoamento no meio poroso nesta região foi realizada. Os índices foram calculados utilizando-se o software comercial IMEX (CMG - Computer Modelling Group). Foram utilizadas malhas cartesianas 2D, cujo número de volumes foi determinado a partir de testes de refino e testes paramétricos. Foi escolhido um modelo de fluido bifásico água-óleo o qual foi calculado a partir do método IMPES (Implicit Pressure Explicit Saturation). Determinados estes índices, a solução do problema do reservatório pode então ser realizada em uma malha grosseira, evitando o refino de malha nas vizinhanças do poço e satisfazendo as diversas possibilidades de completação existentes, o que um modelo analítico não contempla.

Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2011 / Made available in DSpace on 2012-10-25T22:28:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 291658.pdf: 6352696 bytes, checksum: 4f7fdc827cfb2775f53dfc592068af68 (MD5) / A simulação numérica é uma das ferramentas mais poderosas que auxiliam a tomada de decisões nos processos de produção de reservatórios de petróleo. Entretanto, atualmente há uma defasagem entre a qualidade da descrição física e geométrica dos reservatórios disponível e a capacidade dos métodos numéricos empregados para resolver os modelos de escoamento multifásico nos simuladores comerciais. O grande desafio é incorporar essa informação detalhada em modelos numéricos de modo a incrementar a precisão e a confiabilidade das simulações obtidas. Uma das alternativas para tanto, analisada neste trabalho, é a utilização de malhas não-estruturadas híbridas como base geométrica para a discretização das equações que modelam o escoamento nos reservatórios. As malhas tridimensionais consideradas podem estar formadas, no caso mais geral, por quatro tipos de elementos: tetraedros, hexaedros, prismas e pirâmides. Uma vez que cada um desses tipos de elementos se adapta melhor à discretização de determinados tipos de geometrias, a possibilidade de utilizá-los do modo unificado em uma mesma formulação confere a ela um alto grau de flexibilidade geométrica. O método de volumes finitos baseado em elementos é considerado neste trabalho para a discretização das equações diferenciais que descrevem o escoamento multifásico nos reservatórios. Uma das principais características do método, de importância fundamental na simulação de reservatórios, é a conservação estrita das grandezas físicas no nível discreto. Mediante experimentos numéricos empregando a formulação apresentada, diversas características da metodologia são avaliadas neste trabalho.