[pt] Simuladores de escoamento em reservatórios são ferramentas
importantes na otimização do desenvolvimento de um campo de
petróleo. Estes simuladores modelam o escoamento
multifásico através de meios porosos compressíveis, levando
em conta as equações de equilíbrio de fases, as leis de
fluxo e a variação volumétrica do meio poroso associada à
variação da pressão de poros do sistema. As tensões in situ
são consideradas através da aplicação de tensões constantes
no contorno do reservatório. Este trabalho descreve a
utilização de um simulador convencional de reservatório,
baseado em diferenças finitas com e sem um módulo
geomecânico, e a utilização de um simulador acoplado, que
resolve as equações de escoamento e de tensão num mesmo
código de elementos finitos. Nesta dissertação são feitas
comparações entre os modelos geomecânicos aproximado e
rigoroso oferecidos pelos simuladores comerciais, além de
ser apresentada uma análise de situações em que esta última
forma deve ser realmente considerada. O objetivo deste
trabalho é analisar a influência das tensões in situ em
reservatórios de petróleo com base na comparação entre
os campos de poropressões obtidos a partir da modelagem de
um mesmo sistema com os dois simuladores geomecânicos. São
apresentadas as formas de acoplamento e a formulação
utilizada em cada um dos modelos. Os modelos geomecânicos
utilizados em cada um dos simuladores são comparados. É
feita uma comparação entre os resultados obtidos pelos dois
simuladores a partir de um modelo bidimensional. / [en] Numerical simulators for reservoir flow analysis are
important tools for the
optimization of oil field development. These simulators
model the multiphase flow
through compressible porous medium taking into account the
phase equilibrium
equations, flow laws and the rock volumetric change
associated to the pore
pressure change during production. Some simulators have
been associated with
stress analysis modules in order to use the pore pressure
field obtained by the
flow simulator and update the stress field within the
reservoir. This dissertation
describes the use of a conventional reservoir simulator
based on finite
differences that models multiphase flow in porous media,
with and without a
geomechanical module, and the use of a fully-coupled
simulator that solves both
the flow and stress equations in a single finite element
code. This dissertation
compares the two geomechanical modules, the approximated
and the precise,
offered by commercial simulators, and analyses the
situations in which the
rigorous form should be considered, or not. The aim of this
dissertation is to
investigate the influence of in situ stresses in petroleum
reservoirs based on the
comparison of the pore pressure fields obtained from the
modeling of the same
system with both geomechanical simulators. The coupling and
formulation used
in each model are presented. The geomechanical models of
both simulators are
described. A comparison of the simulators is made using a
bidimensional model.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:puc-rio.br/oai:MAXWELL.puc-rio.br:3122 |
| Date | 01 November 2002 |
| Creators | FLAVIA DE OLIVEIRA LIMA FALCAO |
| Contributors | SERGIO AUGUSTO BARRETO DA FONTOURA |
| Publisher | MAXWELL |
| Source Sets | PUC Rio |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | Portuguese |
| Type | TEXTO |
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