Orientadores : Paulo Roberto Ballin, Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T23:21:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 1994 / Resumo: A permeabilidade absoluta é uma das propriedades físicas que mais afetam o fluxo no reservatório, devendo ser, a rigor, representada matematicamente por um tensor completo. A formulação tradicionalmente utilizada para representar o fluxo de fluidos em meios porosos considera as direções principais de permeabilidade alinhadas com os eixos de coordenadas, reduzindo a representação da permeabilidade absoluta a um tensor puramente diagonal. Os meios porosos naturais costumam ser bastante heterogêneos, podendo variar a orientação e magnitude da permeabilidade de um ponto a outro do reservatório. O tratamento convencional da permeabilidade, portanto, pode ser inadequado para grande número de casos. Este trabalho investiga o impacto do tratamento tensorial completo da permeabilidade nas respostas de fluxo em meios heterogêneos quando submetidos a processos de mudança de escala. É construido um simulador de fluxo. bifásico, bidimensional e implantados métodos de mudança de escala que tratam a permeabilidade tensorialmente. Mostra-se que o tratamento tensorial da permeabilidade é mais eficiente na representação de anisotropias não alinhadas com os eixos de coordenadas. Seu impacto nas respostas de fluxo depende do modelo e do nivel de heterogeneidade apresentados pelo meio. Para uma avaliação prévia das condições tensoriais do modelo de heterogeneidade estudado, sugere-se a utilização de parâmetros obtidos do processo de mudança de escala, definidos neste trabalho como "fatores de torção" / Abstract: Absolute permeability is one of the most important physical properties affecting subsurface flow and should be represented matematically as a tensor. Traditionally, permeability is treated as a diagonal tensor,. i. e., the principal permeabilities are assumed to be alligned with the coordinate axes. All natural permeable media are heterogeneous. The orientation and magnitude of the principal permeability may vary from one point to another within the reservoir. Then traditional treatment of permeability may be inadequated in many pratical situations. The objetive of this work was to investigate the impact of the tensorial treatment of absolute permeability in flow. simulation results, especially when coupled with the scalling-up process in two-phase, two-dimensional flow. It's showed that the tensorial treatment of absolute permeability is more efficient than the traditional one to represent anisotropic heterogeneities that are not aligned with coordinate axes. This treatment was tested in a series of heterogeneous permeability images, involving scaling-up process and flow simulation / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios
| Identifer | oai:union.ndltd.org:IBICT/oai:repositorio.unicamp.br:REPOSIP/287091 |
| Date | 05 February 1994 |
| Creators | Ramos, Ramiro de Avila |
| Contributors | UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS, Remacre, Armando Zaupa, 1955-, Ballin, Paulo Roberto, Correa, Antonio Claudio de França, Palagi, Cesar Luiz |
| Publisher | [s.n.], Universidade Estadual de Campinas. Instituto de Geociências |
| Source Sets | IBICT Brazilian ETDs |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | Portuguese |
| Type | info:eu-repo/semantics/publishedVersion, info:eu-repo/semantics/masterThesis |
| Format | [170]f. : il., application/pdf |
| Source | reponame:Repositório Institucional da Unicamp, instname:Universidade Estadual de Campinas, instacron:UNICAMP |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
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