Orientador: Denis Jose Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T05:42:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Avansi_GuilhermeDaniel_D.pdf: 12200632 bytes, checksum: d09b5daf81970a904dbbb737178de400 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A simulação numérica é fundamental para a engenharia de reservatórios, possibilitando a previsão de produção e avaliação de modelos em diferentes estágios da vida produtiva de um campo. Todavia, para isso, é necessário calibrar os modelos com dados de histórico de produção e mapas, sendo indispensável um modelo geológico confiável para gerar modelos numéricos consistentes. O processo de ajuste de histórico tem sido integrado às áreas de estudo de caracterização de reservatórios e sísmica 4D para que melhores resultados possam ser obtidos. Muitas vezes, é difícil testar a aplicabilidade de novas metodologias nessas áreas de trabalho, pois os reservatórios reais são desconhecidos no momento das decisões, e raramente são feitos estudos posteriores para isso. Dessa forma, um dos objetivos principais desta tese é a criação de um modelo sintético (UNISIM-I-R), com características reais e resposta conhecida, a partir de dados públicos do Campo de Namorado, Bacia de Campos, Brasil, de forma que o reservatório real possa ser substituído por um modelo de referência para que metodologias sejam testadas e comparadas durante as fases de pré e pós-desenvolvimento do campo. Para testar as aplicações, outros dois modelos são criados, UNISIM-I-D e UNISIM-I-H, para que metodologias de estratégia de produção e de ajuste de histórico sejam testadas, validadas e comparadas. A aplicação utilizada e apresentada neste trabalho é a de ajuste de histórico, integrada à caracterização geológica e sísmica 4D. Mostra-se o ajuste simultâneo de diferentes funções-objetivo, mantendo a consistência dos modelos gerados, de modo a resultar em previsões de produção confiáveis. Para que modelos geológicos sejam calibrados durante a fase de caracterização integrada ao ajuste, perturba-se o modelo geológico utilizando poços virtuais. Sendo assim, as principais contribuições deste trabalho são a construção de um problema típico da engenharia de reservatórios, com resposta conhecida, e de uma metodologia de ajuste de histórico integrada com a caracterização de reservatórios e sísmica 4D, a qual preserva a consistência geológica dos modelos gerados / Abstract: Numerical simulation is essential for reservoir engineering, allowing the production forecasting and models evaluation in different stages of field production. Besides quantifying reservoir uncertainties in a field planning and developing, it is necessary to adjust models with history production and map data, being indispensable a reliable geological model to get consistent numerical ones. History matching process has been integrated to reservoir characterization and 4D seismic study areas in order to get better results. The applicability of new technologies in these areas is frequently restricted to real reservoir applications, once they are unknown at the time of the decision making, and further studies are rarely made for this. This work aims the creation of a synthetic model, UNISIM-I-R, using a public dataset from Namorado Field, Campos Basin, Brazil, where the real reservoir is replaced with a reference model with known properties, so that methodologies can be tested and compared in a pre and post-development stages of field production. In order to test the applications, two other models are built, UNISIM-I-D and UNISIM-I-H, testing, comparing and validating selection of production strategy and history matching approaches. The proposed and used application is the history matching, reservoir characterization and 4D seismic integrated studies. This way, a simultaneous calibration of different objective-function is proposed, keeping the geological consistency in an adjustment approach for a reliable forecast production. However, it is necessary to perturb the geological model using virtual wells during the reservoir characterization to get the calibration. In conclusion, the main contributions of the presented work are the construction of a typical reservoir engineering problem, with known answer, and the development of an integrated history matching by reservoir characterization and 4D seismic, which preserves the consistency of geological models construction / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T09:48:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lamas_LuisFernandodeOliveira_M.pdf: 7621400 bytes, checksum: 2a0dfa71de9030f941d4937ac201a02e (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A injeção de polímeros é uma técnica de recuperação melhorada de óleo que consiste da mistura de polímeros à água para aumentar sua viscosidade e diminuir a razão de mobilidade entre o fluido deslocante e o fluido deslocado. A menor razão de mobilidade resulta em um melhor varrido areal e retardamento da irupção do fluido injetado nos poços produtores. O objetivo deste trabalho é estudar o efeito da injeção de polímeros no espaçamento ideal entre os poços pois se a influência for grande, a decisão pela injeção de polímeros deve ser tomada nos primeiros estágios da vida do campo. Para isso, este trabalho compara estratégias selecionadas para injeção de água às selecionadas para injeção de polímeros e realiza um teste com simulações cruzadas, onde polímeros são injetados para a estratégia selecionada para água e água é injetada na estratégia selecionada para polímeros. Os resultados mostram que, para o caso estudado, a diferença entre os espaçamentos dos poços não é muito grande e que o controle dos parâmetros operacionais é suficiente para compensar possíveis vantagens devido a posições diferentes dos poços. Dessa forma, para o exemplo e condições testadas, o campo pode ser desenvolvido considerando injeção de água e a decisão pela injeção de polímeros pode ser tomada nos estágios posteriores da vida do campo / Abstract: The injection of polymers is an improved oil recovery technique which consists on the mixture of polymers to the water to increase its viscosity and reduce the mobility ratio between the displacing and the displaced injection fluids. This smaller mobility ratio results in a better sweep efficience and a delay in the breakthrough time. The objective of this work is to study the effect of the polymer injection in the ideal spacing among the wells once if the influence is important, the decision for injecting polymers should be taken in the earlier stages of the field life. This work consists on the comparison of production strategies considering water and polymer flooding and tests, a crossed simulations, where polymers are injected in the strategy selected for water, and water is injected in the strategy selected for polymers. The results show that for the studied case, the difference among the well spacing for both strategies is not very important, and the control of the operational parameters is enough to compensate possible advantages due to different perforation schemes. It means that the field can be developed considering water injection and the decision for polymer flooding can be taken in the later stages of the field economic life / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-20T09:36:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Amorim_TiagoCorreadeAraujode_M.pdf: 4242638 bytes, checksum: ee3e013b28b778de1cc0439d48dd044b (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Uma análise adequada dos riscos de um estudo de desenvolvimento de um campo de petróleo pode exigir um grande número de simulações de fluxo, o que pode levar a tempo de máquina considerável. Algumas técnicas foram desenvolvidas para reduzir o número de corridas, como o planejamento experimental com superfície de resposta. Um problema geralmente associado a estas técnicas é a menor confiabilidade associada a problemas complexos e a pouca flexibilidade a alterações nas variáveis de incerteza. Uma alternativa é proposta neste trabalho com do uso de modelos de simulação substitutos rápidos que geram resultados semelhantes ao modelo completo. O modelo de simulação substituto tem os mesmos dados que o modelo de simulação de completo, mas a malha de simulação é muito mais grosseira. Os parâmetros da nova malha de simulação são ajustados automaticamente com um algoritmo de otimização numérica, minimizando a diferença entre as respostas dos modelos completo e substituto. Modelos de simulação foram construídos para testar os resultados gerados com a metodologia proposta. Análises de risco foram realizadas com ambos os modelos completo e substituto, e os resultados gerados com os modelos substitutos foram próximos aos dos modelos completos. No geral, o tempo gasto no ajuste do modelo substituto e geração da curva de análise de risco com o mesmo foi menor do que utilizar a técnica de planejamento de experimentos para gerar uma análise de risco do modelo completo / Abstract: An accurate risk analysis for a field development study can demand a large number of flow simulation runs, which can lead to considerable computer time. Some techniques have been developed to reduce the number of runs, such as experimental design with surface response methodology. One problem usually associated with these techniques is the lower reliability associated with complex problems, and small flexibility to changes in the uncertain variables. An alternative is proposed in this work through the use of fast surrogate simulation models that generate results similar to the base model. The surrogate simulation model has the same data as the base simulation model, but the grid is much coarser. The coarse grid parameters are adjusted with a numerical optimization algorithm, minimizing the difference between the responses from the base and the surrogate models. Simulation models were constructed to test the results generated with the proposed surrogate model methodology. Risk analyses were conducted with both surrogate and base models, and the results generated with the surrogate models were close to those with the base models. Overall, the time spent in adjusting the surrogate model and generating a risk analysis with it was smaller than using experimental design to construct a risk analysis with the base model / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-04T14:56:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Xavier_AlexandreMonticuco_M.pdf: 1314652 bytes, checksum: f1d19635e80ee2c542dd65483505cb25 (MD5) Previous issue date: 2004 / Resumo: A capacidade de lidar com incertezas pode ser um fator decisivo para viabilizar projetos de avaliação e desenvolvimento de campos de petróleo. Um critério econômico utilizado em processos de tomada de decisões é o valor da informação (VDI) que envolve a quantificação das incertezas, a avaliação econômica de diversos cenários de desenvolvimento e a quantificação dos benefícios que dados adicionais podem trazer ao processo. O cálculo do VDI pode ser complexo e demorado, principalmente nas fases de avaliação e desenvolvimento, em que uma modelagem detalhada do problema pode ser necessária. Nessas fases, a quantificação do VDI, assim como o de adicionar flexibilidade ao processo (valor da flexibilização - VDF), deve levar em conta os benefícios que podem ser extraídos do processo através da aplicação de estratégias de produção mais adequadas para os vários cenários possíveis. A quantificação do VDI e VDF, portanto, exige que a estratégia de produção seja determinada para cada cenário possível. Como isso geralmente não é viável, devido ao grande esforço que seria exigido, existem simplificações possíveis, como a determinação de modelos geológicos representativos (MGR) que podem fornecer a incerteza agregada dos atributos geológicos. Dessa forma, o objetivo deste trabalho é desenvolver e aplicar uma metodologia de cálculo do VDI durante as fases de avaliação e desenvolvimento de campos de petróleo com aplicação para casos simples e complexos, considerando diferentes números de parâmetros analisados. Esta etapa é realizada através da aplicação da metodologia em três exemplos, sendo dois casos teóricos, visando expor o conceito do VDI e VDF, e um caso real complexo, visando o cálculo do VDI para um caso utilizando a simplificação do processo. Os resultados indicam que a precisão do cálculo do VDI depende do número de MGR e a melhor forma de avaliação é através da aplicação das melhores estratégias em todos os cenários. Uma boa aproximação do VDI pode ser obtida pelo procedimento de inclusão gradativa de MGR até a estabilização dos resultados. Outra simplificação possível é usar também os MGR para representar a árvore no cálculo do VDI, mas com prejuízo de precisão nos resultados / Abstract: The capacity to deal with uncertainties is responsible for the economic viability of petroleum fields. The Value of Information (VOI) is an economic criterion used in decisionmaking process. It involves the quantification of uncertainties and the economic evaluation of various development scenarios. The quantification of the value of the information (VOI) and flexibility (VOF) can be highly complex and time-consuming, mainly in the appraisal and development phases when a detailed modeling of the problem may be necessary. The quantification of the value of information and of flexibility must take into account the benefits that can be extracted of the process. In these phases, these benefits result from a specific production strategy applied to several possible scenarios after the acquisition of the information. Therefore, the quantification of the VOI and VOF demand that the production strategy be determined to each possible scenario. This is not usually viable because a great effort would be needed; to circumvent this problem, there are some alternatives, such as the determination of geologic representative models (GRM) that can represent the uncertainty of the geologic attributes. The objective of this work is to develop and apply a methodology that can calculate the value of information during the appraisal and development phases in petroleum fields which can be applied to simple and complex cases, considering the number of analyzed parameters. This stage is realized through the application of the methodology to three examples; two theoretical models showing the concept of the value of information and, one real and complex case that demands a detailed analysis of the process. The results show that the quality of the results depends on the number of GRM and the best quantification technique is to apply the best production strategy to all possible scenarios. It is shown in this work that a good approximation of the VOI can be obtained by a dynamic procedure including new GRM until a stabilization of the results. The GRM can be used also to represent the decision tree but with some deterioration of the results / Mestrado / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Rosângela de Barros Zanoni Lopes Moreno / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T14:12:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Rios_ViniciusdeSouza_M.pdf: 4750448 bytes, checksum: f37f3a92613dec5888a4b151fd115ece (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: Dadas as práticas atuais de gerenciamento de reservatórios, motivadas pelos altos preços do petróleo e baixa eficiência de métodos convencionais de recuperação, as empresas operadoras têm considerado a aplicação de métodos de recuperação avançada (EOR) cada vez mais cedo na vida produtiva dos seus campos. Neste contexto, a importância de pesquisas e desenvolvimento de métodos avançados como injeção de polímeros tem aumentado fortemente nas últimas décadas. A injeção de polímero é um método químico de recuperação indicado para casos de reservatórios heterogêneos ou em que a razão de mobilidades entre água e o óleo é alta, dita desfavorável. Este método mostra-se bastante eficaz, atuando no aumento da viscosidade da água, que reflete em deslocamentos mais eficientes devido à redução da razão de mobilidades. Visando avaliar o desempenho deste método de recuperação, este trabalho apresenta um estudo da técnica de injeção de polímeros através de três abordagens: experimental, analítica e numérica. O trabalho experimental envolveu testes utilizando uma amostra de arenito, em que se realizou o deslocamento de óleo mineral grau SAE 15W-40, com viscosidade acima de 200 cP em condição ambiente. Como fluido deslocante, utilizou-se uma solução salina (110.000 ppm NaCl) para simular a recuperação através de injeção convencional de água e uma solução salina contendo polímero sintético (1500 ppm HPAM e 110.000 ppm NaCl), visando a simulação do método de injeção de polímeros como método avançado de recuperação. A investigação analítica se deu através da utilização de um modelo baseado na análise de fluxo fracionário, que foi aplicado para estudo dos perfis de saturação e avaliação da recuperação de óleo pela injeção de solução polimérica em diferentes condições. Esta etapa foi auxiliada por um algoritmo, que permitiu a avaliação de diversos cenários de maneira prática através da manipulação dos parâmetros de entrada do código desenvolvido. A etapa numérica foi realizada utilizando software comercial de simulação de fluxo com o objetivo de representar e obter o ajuste de histórico dos testes de deslocamento realizados na etapa experimental, comparando assim os métodos de recuperação e avaliando a capacidade do simulador comercial de representar os fenômenos observados experimentalmente. As abordagens analítica e numérica complementaram o estudo experimental, possibilitando maior compreensão dos fenômenos envolvidos no escoamento da solução polimérica. Além disso, através da sensibilidade adquirida no estudo analítico e ajuste de histórico realizado na etapa numérica, foi possível estimar alguns parâmetros não obtidos experimentalment / Abstract: Due to the current reservoir management practices, motivated by the high oil prices and poor efficiency of conventional recovery methods, the operators have considered the application of enhanced oil recovery (EOR) in the early stage of the productive life of the field In this context, the importance of research and development of enhanced oil recovery methods, as polymer flooding, has strongly increased in the past few decades. Polymer flooding is a chemical recovery method indicated for heterogeneous reservoirs or reservoirs where mobility ratio between water and oil is high, said unfavorable. This method presents great results, increasing the water viscosity and leading to higher sweep efficiency, due to a reduction of the mobility ratio. This work aims to evaluate the performance of polymer flooding through a study based on three approaches: experimental, analytical and numerical. The experimental work involved displacement tests performed in a sandstone sample, using mineral oil of 200 cp at room temperature. As displacing fluid, a brine (110.000 ppm NaCl) was used to simulate a conventional recovery method and a polymer solution (1500 ppm HPAM e 110.000 ppm NaCl) was injected to simulate the polymer flooding recovery method. The analytical investigation was done using fractional flow calculations applied to polymer flooding. An analytical model was applied to study the saturation profiles and evaluate the oil recovery by polymer flooding at different conditions. This study used an algorithm, which allowed the evaluation of polymer flooding at different scenarios in a practical and fast way. The numerical evaluation was performed using a commercial simulator, aiming to represent and obtain the history match of the displacement tests done in the experimental work and evaluate the capacity of the simulator to represent the phenomena observed experimentally. The analytical and numerical approaches complemented the experimental study, allowing better comprehension of the phenomena present in the polymer flooding method. Furthermore, from the sensitivity acquired in the analytical study and the history match in the numerical study, it was also possible to estimate some parameters not obtained in the lab / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-28T00:15:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Bertolini_AndreCarlos_D.pdf: 30287486 bytes, checksum: e38cb30df0864b5bbc8c5bf4829d4346 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: Este trabalho propõe uma metodologia de ajuste de histórico probabilístico em tempo real a fim de melhorar a previsão do reservatório ao longo do tempo. A metodologia proposta utiliza uma avaliação rigorosa nos modelos sincronizada com a frequência de aquisição de dados históricos. Esta avaliação contínua permite uma rápida identificação de deficiência do modelo e reação para iniciar um processo de recaracterização conforme necessário. Além disso, a metodologia inclui uma técnica de quantificação de incertezas utilizando os dados dinâmicos para reduzir as incertezas do reservatório, e um passo para incluir erros de medição e margens de tolerância para os dados históricos. O fluxo de trabalho da metodologia é composto por nove etapas. O fluxo começa com um conjunto de modelos representativos selecionados através de uma abordagem probabilística, as incertezas do reservatório, e um intervalo de aceitação dos dados históricos. Os modelos são simulados e os resultados comparados com os dados históricos. Os passos seguintes são a redução da incerteza e uma segunda avaliação do modelo para garantir um melhor ajuste de histórico. Depois, os modelos são filtrados para descartar aqueles que estejam fora da faixa de aceitação e, em seguida, usados para fazer previsões do reservatório. O último passo é a verificação de novos dados observados, que é sincronizada com a aquisição de dados. O método também apresenta uma maneira inovadora e eficiente para apoiar o monitoramento do reservatório através de indicadores gráficos da qualidade do ajuste. Um modelo de reservatório sintético foi usado em todo o trabalho a fim de controlar os resultados de todos os métodos que apoiam a metodologia proposta. Além disso, a metodologia foi aplicada no modelo UNISIM-IH, baseado no campo de Namorado, localizado na Bacia de Campos, Brasil. Os estudos de caso realizados mostraram que a metodologia proposta assimila continuamente os dados observados do reservatório, avalia o desempenho do modelo, e mantém um conjunto de modelos de reservatórios calibrados em tempo real / Abstract: This work focuses on probabilistic real-time history matching to improve reservoir forecast over time. The proposed methodology uses a rigorous model evaluation, which is synchronized with history data acquisition frequency. A continuous model evaluation allows a quick model deficiency identification and reaction to start a model reparametrization process as needed. In addition, the methodology includes an uncertainty quantification technique, which uses the dynamic data to reduce reservoir uncertainties, and a step to include measurement errors and observed data tolerance margin. The real-time history matching workflow is composed of nine steps. It starts with a set of representative models selected through a probabilistic approach, the uncertainties of the reservoir and an acceptance history data range. The models are run and the results compared with the history data. The following steps are uncertainty reduction and a second model evaluation to guarantee an improved history matching. The models are then filtered to discard any model outside the acceptance range, and then used to make reservoir forecast. In the final step, the workflow searches for new data observed. The methodology also presents a novel and efficient way to support reservoir surveillance through graphical indicators of matching quality. To better control the results of all the methods, which supports the proposed methodology, a synthetic reservoir model was used in the entire work. In addition, the proposed methodology was applied in the UNISIM-I-H model, which is based on the Namorado field, located in the Campos Basin, Brazil. The performed study cases were shown that the proposed history matching procedure assimilates continuously the observed reservoir data, evaluates the model performances through quality indicators and maintains a set of calibrated reservoir models in real-time / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Submitted by Maria Cristina (library@lncc.br) on 2017-04-06T18:00:17Z No. of bitstreams: 1 thesis nardes.pdf: 2049603 bytes, checksum: 3e70b3af2120ccb2b18a9454fbbb0719 (MD5) / Approved for entry into archive by Maria Cristina (library@lncc.br) on 2017-04-06T18:00:31Z (GMT) No. of bitstreams: 1 thesis nardes.pdf: 2049603 bytes, checksum: 3e70b3af2120ccb2b18a9454fbbb0719 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-04-06T18:00:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 thesis nardes.pdf: 2049603 bytes, checksum: 3e70b3af2120ccb2b18a9454fbbb0719 (MD5) Previous issue date: 2016-03-04 / Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / Computer modeling of reservoirs is the tool that provides the accurate description of the existing physical phenomena in the oil and gas recovery process, being of interest to both the industry and science. In oil and gas industry, the demand of commercial simulators is remarkable. At the same time, scientific simulators are able to provide researchers with the freedom and control needed by the academic activity. Among the major demands of scientific software are: (i) the scalable design, which is correlated with organized and modular code development, and (ii) the scalable execution, related to the implementation of techniques for parallel and high performance computing, due to the large amount of manipulated data and the compute-intensive numerical models produced by science. This dissertation aims to the application of techniques for modular object-oriented programming and parallel computing, with OpenMP and MPI, in a scientific simulator, developed in Fortran and used in the numerical modeling of problems related to gas flow on unconventional gas-shale reservoirs. / A modelagem computacional de reservatórios é o instrumento que permite a descrição precisa dos fenômenos físicos existentes no processo de recuperação de óleo e gás, tendo grande interesse tanto para a indústria quanto para a ciência. Na indústria de óleo e gás, é grande a demanda por simuladores comerciais de reservatórios. Por outro lado, simuladores científicos são capazes de oferecer aos pesquisadores do domínio, o controle e a liberdade necessários à atividade acadêmica. Dentre as principais demandas do software científico em geral estão (i) o design escalável, relacionado ao desenvolvimento de código de maneira organizada e modular, contribuindo para sua evolução e (ii) a execução escalável, relacionada à implementação de técnicas de computação paralela e de alto desempenho, em razão das grandes massas de dados manipuladas e dos modelos numéricos computacionalmente intensivos produzidos pela ciência. Este trabalho trata do emprego de técnicas de programação modular com orientação a objetos e de computação paralela com OpenMP e MPI em um simulador científico, escrito em Fortran e utilizado na modelagem numérica de problemas de escoamento em reservatórios não convencionais de gás em folhelhos.

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.

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-17T03:24:53Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cruz_RafaelOscardeMoraes_M.pdf: 2702019 bytes, checksum: 2b9e5d6d733bae790360b90f575601e6 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: A previsão de comportamento de reservatórios submetidos a combustão in-situ é trabalhosa e empírica já que além das complexidades geológicas, é necessário modelar a complexidade do hidrocarboneto de reservatório e das reações químicas que ocorrem no processo. As etapas de projeto de campo costumam envolver 1) seleção de reservatório; 2) experimentos termo-analíticos; 3) experimentos em tubo de combustão; 4) aplicação de métodos analíticos; 5) simulação numérica; 6) calibração dos modelos analíticos e numéricos através de dados de projeto piloto. O escopo de trabalho desta dissertação está concentrado nas Etapas 4 e 5 deste processo e o foco é a previsão de comportamento de projetos de campo. Propõe-se uma metodologia de mudança de escala para tratamento de dados advindos de laboratório para uso em previsão de comportamento. Adapta-se um equacionamento clássico de projeto de campo de Nelson e Mcneil (1961) para agregar o conceito de velocidade mínima de frente de chama. Para avaliar a extensão dos resultados obtidos com os experimentos em células de combustão 3D de Coates et al (1995) e de Greaves e Turta (2003), que foram realizados para testar as configurações de poço top-down e thai respectivamente, realiza-se simulações em escala de laboratório para reproduzir uma célula de combustão 3D, e avalia-se o impacto de diversos parâmetros de modelagem, como a composição dos fluidos e as reações químicas, além de parâmetros operacionais. Nestas simulações foi possível reproduzir maior complexidade do modelo de fluidos e das reações químicas, incluindo reações de adição de oxigênio e de quebra de cadeia. Foi possível ainda reproduzir a dependência entre estas reações, fazendo com que o combustível para as reações de quebra de cadeia fosse gerado nas reações de adição de oxigênio. Utilizou-se uma malha tão refinada quanto as dimensões da frente de chama, de forma que se controlou a evolução das reações pela temperatura. Para exemplificar a metodologia proposta de mudança de escala e de projeto de campo, utilizou-se os experimentos em tubo de combustão de Gonçalves (2010). Os parâmetros projetados foram aplicados em simulações em escala de campo, onde a evolução das reações químicas foi controlada pela velocidade. Definiu-se uma velocidade mínima para avanço da frente de chama através de tratamento dos dados advindos dos experimentos em tubo de combustão e aplicou-se no modelo de simulação, onde se investigou a capacidade de previsão da evolução da frente de chama em um cenário com propriedades geológicas heterogêneas / Abstract: Behavior forecast of reservoirs subjected to in-situ combustion is hard and empirical since besides geological complexities it is necessary to reproduce complex fluid models and several chemical reactions that are part of the process. The work flow for field project usually involves: 1) reservoir screening; 2) thermo-analytical experiments; 3) combustion tube experiments; 4) use of analytical models; 5) numerical simulation and 6) fitting of analytical and numerical models with field pilot data. The present work concerns the fourth and fifth stages of this process and the focus is behavior forecast of field projects. A methodology for upscaling laboratory results for application in behavior forecast is proposed. The classical Nelson and Mcneil (1961) field project equations are adapted to account for the minimum velocity of the combustion front. In order to evaluate the extension of the results obtained by Coates et al (1995) and Greaves and Turta (2003) with 3D combustion cells, wich were carried to test the thai and top-down well configuration respectively, laboratory scale numerical simulation that reproduces a 3D combustion cell is conducted and the influence of several modeling parameters, such as fluid composition and chemical reactions, is tested, along with operational parameters. In this simulations, a greater complexity in the fluid and reaction model is possible with both oxygen addition and bond scission reactions. It is also possible to model the dependency between reactions, making the reactant of high temperature reactions to be formed in low temperature reactions. A grid refinement in the same size of the combustion front is used and chemical reactions continuity is controlled through temperature. Data from the combustion tube experiments from Gonçalves (2010) are used to exemplify and apply the upscaling and field project methodology. The obtained project parameters are used as input for field scale numerical simulation, where the chemical reactions continuity is controlled through velocity. A minimum combustion front velocity is defined and applied in the simulation model, where the capacity of forecast of the combustion front migration in an heterogeneous geological context is evaluated / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-11T00:41:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Okabe_ClarissaPaiva_M.pdf: 2059387 bytes, checksum: 7eca532809c263ddd5b0b3751c823f20 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: Campos no Canadá e na Venezuela contendo reservatórios de óleo espumoso apresentaram recuperação primária da ordem de 10 a 15 % maior do que a estimada por simuladores numéricos Black-Oil. Além do alto fator de recuperação, foram observadas outras características não convencionais, como baixa razão gás-óleo e alta manutenção da pressão de reservatório. Esta discrepância entre o fator de recuperação estimado e o real é atribuída ao fato de que os simuladores Black-Oil não descrevem adequadamente o comportamento do gás em óleos espumosos. Nesta pesquisa são descritos e comparados três modelos numéricos de óleo espumoso propostos para o simulador pseudo-composicional CMG Stars. Estes modelos permitem descrever as etapas de evolução do gás, que compreendem desde a nucleação das bolhas de gás, o crescimento das bolhas, até a formação de uma fase conectada de gás, com reações cinéticas. Além disso, admite a presença de diferentes formas de gás ¿ gás em solução, gás preso, gás disperso e gás livre - nas fases gás e óleo. A mobilidade da fase gás é avaliada por uma composição de curvas de permeabilidade relativa ao gás. Com o estudo da influência de alguns parâmetros, algumas características típicas de reservatórios de óleo espumoso são explicadas, como a baixa produção de gás, o escoamento do gás na forma dispersa, a alta saturação crítica de gás e as altas razões de produção de óleo / Abstract: Fields in Canada and Venezuela, which contain foamy oil reservoirs, have exhibited a primary oil recovery on the order of 10 to 15 % greater than the recovery estimated by black-oil simulators. Besides the high oil recovery, other unusual characteristics have been observed, as low gas-oil ratio and high reservoir pressure maintenance. Such discrepancy between estimated and the actual oil recovery factor is attributed to the fact that black-oil simulators do not describe adequately gas behavior in foamy oils. In the present study, three numerical models of foamy oil behavior are described and compared using the pseudo-compositional simulator CMG Stars. These models allow describing the steps of gas evolution, since the nucleation of the gas bubbles, the bubble growing, until its connection to form a free phase, via kinetic reactions. The model admits the presence of different forms of gas ¿ solution gas, entrained gas, dispersed gas and free gas ¿ in the oil and gas phases. The mobility of the gas phase is evaluated by a composition of relative permeability curves. After the study on the influence of some parameters, some typical characteristics of the foamy oil reservoirs are explained, as the low gas production, the dispersed gas flow, the high critical gas saturation and the high oil production rates / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo