No contexto das teorias de perturbação estocástica, analisamos
a acurácia de dois modelos poroelásticos lineares aplicados a
meios porosos altamente heterogêneos sujeitos as incertezas na
permeabilidade e nas constantes elásticas.
Os modelos poroelásticos completamente e fracamente acoplados analisados
surgem caracterizados pelo grau de intensidade de acoplamento entre a
hidrodinámica governante da percolação o do fluido e a poromecânica que
rege as deformações da matriz porosa. Novas equações efetivas para
os momentos das soluções são obtidas fazendo uso de técnicas de
expansão assintótica.
À luz da teoria de perturbação, são estabelecidas hipóteses
simplificadoras que elucidam o domínio de validade do
modelo fracamente acoplado, amplamente utilizado nos simuladores de
Reservatórios de Petróleo, na presença de heterogeneidades
e correlação nos coeficientes poroelásticos.
Simulações computacionais do processo de extração primária de petróleo
são realizadas utilizando técnicas de Monte Carlo em conjunção com
métodos de elementos finitos. Resultados numéricos obtidos confirmam
claramente a conjectura estabelecida pela teoria de perturbação relacionada
com a inacurácia do modelo fracamente acoplado na presença de
variabilidade nas constantes elásticas.
A metodologia empregada permite quantificar a distância entre os dois
modelos poroelásticos, e consequentemente, propor a escolha do
modelo apropriado para diferentes condições de carregamento e
variabilidade da formação geológica. / In the context of the stochastic perturbations theories
we analyze the accuracy of two linear poroelastic models
applied to highly heterogeneous porous media
subject to uncertainties in the permeability and the elastic constants.
The poroelastic models completely and weakly coupled analized arise
characterized by the degree of intensity coupling between the hydrodinamics,
governor of the percolation of the fluid and poromechanics which governs
the deformation of the porous matrix. New equations for the moments of
effective solutions using techniques of asymptotic
expansion. In light of the perturbation theory are set simplifying
assumptions that clarify clearly the domain of validity of weakly coupled
model, widely used in simulation of oil reservoirs in the presence of
heterogeneities and correlation in poroelastic coefficients.
Computational simulations of the primary extraction of oil process
are carried out using Monte Carlo techniques
in conjunction with finite element methods. Results obtained clearly
confirm the conjecture established by the perturbation theorie related
with the inaccuracy of the weakly coupled model in the presence
of variability in the elastic constants. The methodology used allows
to quantify the distance between the two poroelastics models and therefore
propose the appropriate model for different conditions of loading and
variability of the geological formation.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:IBICT/oai:agregador.ibict.br.BDTD_LNCC:oai:lncc.br:75 |
| Date | 00 December 2009 |
| Creators | Rosa Luz Medina de Aguilar |
| Contributors | Abimael Fernando Dourado Loula, Eduardo Lúcio Mendes Garcia, Márcio Rentes Borges, Claude Marie Boutin, Fernando Alves Rochinha, Maria Cristina de Castro Cunha, Saulo Pomponet Oliveira, Marcio Arab Murad |
| Publisher | Laboratório Nacional de Computação Científica |
| Source Sets | IBICT Brazilian ETDs |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | English |
| Type | info:eu-repo/semantics/publishedVersion, info:eu-repo/semantics/doctoralThesis |
| Format | application/pdf |
| Source | reponame:Biblioteca Digital de Teses e Dissertações do LNCC, instname:Laboratório Nacional de Computação Científica, instacron:LNCC |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
Page generated in 0.0108 seconds