| dc.contributor | GUIMARÃES, Leonardo José do Nascimento | |
| dc.contributor | PEREIRA, Leonardo Cabral | |
| dc.contributor | http://lattes.cnpq.br/9310141859567287 | |
| dc.contributor | http://lattes.cnpq.br/3821425977868488 | |
| dc.contributor | http://lattes.cnpq.br/1281231497187169 | |
| dc.creator | LIMA, Raquel Oliveira | |
| dc.date | 2019-10-11T19:09:02Z | |
| dc.date | 2019-10-11T19:09:02Z | |
| dc.date | 2019-08-05 | |
| dc.date.accessioned | 2022-10-06T15:07:42Z | |
| dc.date.available | 2022-10-06T15:07:42Z | |
| dc.identifier | https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/34505 | |
| dc.identifier.uri | http://repositorioslatinoamericanos.uchile.cl/handle/2250/3978541 | |
| dc.description | Durante o desenvolvimento dos campos de petróleo observa-se que a variação da pressão dos fluidos resulta em variações nas tensões efetivas nas rochas, o que, por sua vez, provoca mudanças na porosidade e na permeabilidade do reservatório. Nos últimos anos, tem crescido o interesse em avaliar os efeitos geomecânicos nos reservatórios de petróleo por meio de simulações hidromecânicas, uma vez que permitem a previsão da compactação do reservatório e o potencial de reativação de falhas. Isto é particularmente útil para garantir a integridade dos equipamentos de poço e prevenir desastres ambientais, bem como para melhorar as previsões de produção. Os simuladores convencionais de reservatório simplificam aspectos importantes do fluxo de fluidos relacionados à geomecânica que podem afetar as estimativas das curvas de produção e a solução de pressão do reservatório, uma vez que o único parâmetro mecânico envolvido nas simulações de convencionais é a compressibilidade dos poros, que não é um parâmetro intrínseco das rochas por ser função das condições de confinamento, sendo normalmente determinada a partir de testes de laboratório sob condições de carregamento isotrópico ou edométrico. Entre os métodos disponíveis na literatura para introduzir o efeito da deformação do meio poroso causado pelo fluxo de fluidos, o esquema de acoplamento parcial se destaca. Este esquema provou diminuir o custo computacional uma vez que o sistema de equações de fluxo são resolvidos separadamente. Assim, o presente trabalho estuda duas técnicas de acoplamento parcial (two way e iterativo) entre o simulador de fluxo comercial Imex® e um simulador geomecânico. Isso é feito através do desenvolvimento de um programa de acoplamento que calcula a compressibilidade dos poros de acordo com a deformação volumétrica das rochas e atualiza a compressibilidade para a simulação de fluxo para passos de tempo de acoplamento previamente definidos. A principal diferença entre as técnicas estudadas é a seqüência em que os cálculos de fluxo e mecânicos são executados, e a compressibilidade dos poros é atualizada. A motivação principal em se desenvolver o acoplamento entre os diferentes simuladores é a flexibilidade e a possibilidade de explorar o potencial máximo de cada software individualmente para considerar de forma coerente o comportamento mecânico das rochas na simulação de fluxo e obter previsões de comportamento de produção mais próximas da realidade. Para os problemas analisados, os resultados obtidos foram muito proximos da solução totalmente acoplada. Por fim, para o acoplamento parcial iterativo, os cálculos mecânicos e a escrita dos arquivos de acoplamento foram calculados para passos de tempo de acoplamento em paralelo, tornando esse método atrativo para a solução de problemas de interesse prático. | |
| dc.description | During the development of the oil fields, it is observed that the variation of the fluid pressure results in variations in the effective stresses of the rocks, what in turn, causes changes in the porosity and the permeability of the reservoir. In recent years, there has been an increasing interest in evaluating geomechanical effects in oil reservoirs through hydromechanical simulations as it allows us to predict reservoir compaction and the potential for faults reactivation. This is particularly useful to ensure the integrity of well equipment and prevent environmental disasters, as well as to improving production forecasts. Standard reservoir simulator simplify important aspects of fluid flow and geomechanics that may affect the estimates of the production curves and pressure solution of the reservoir. This due to the fact that most of the simulator neglect all other parameters but pore compressibility which is not an intrinsic parameter of the rocks as it depends on the confinement conditions, generally determined from laboratory tests under isometric or edometric loading conditions. In addition, the hydromechanical modeling of large-scale multiphase problems is very computational demanding as the number of degrees of freedom of resulting discrete system of equations increases exponentially as more physical properties are calculated together. Among the methods available on literature to model porous medium deformation due to fluid flow, the partial coupling scheme stands out. This scheme has proven to decrease the computational cost once the geomechanical and the multiphase flow system of equations are solved separately. Thus, the present work studies two techniques of partial coupling (explicit two- way and iterative) between the commercial flow simulator Imex® and an in-house geomechanical simulator. This is done through the development of a coupling program that calculates pore compressibility according to the volumetric deformation of the rocks and update compressibility for the flow simulation for previously defined coupling time steps. The main difference between these techniques is the sequence in which the flow and mechanical calculations are performed, and pore compressibility is updated. The main motivation of this work is to create a coupling between the different simulators in order to take advantage of the flexibility of each software in order to obtain a more accurate reservoir simulation. For the problems we have analyzed, the results obtained match those of the fully coupled solution. Lastly, for the iterative partial coupling, the mechanical calculations and the writing of the coupling files were computed in parallel coupling time steps which makes this method attractive for solving problems of practical interest. | |
| dc.format | application/pdf | |
| dc.language | por | |
| dc.publisher | Universidade Federal de Pernambuco | |
| dc.publisher | UFPE | |
| dc.publisher | Brasil | |
| dc.publisher | Programa de Pos Graduacao em Engenharia Civil | |
| dc.rights | embargoedAccess | |
| dc.rights | Attribution-NonCommercial-NoDerivs 3.0 Brazil | |
| dc.rights | http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/br/ | |
| dc.subject | Engenharia Civil | |
| dc.subject | Métodos de acoplamento | |
| dc.subject | Acoplamento parcial two way | |
| dc.subject | Acoplamento parcial iterativo | |
| dc.subject | Simulação de fluxo acoplada à geomecânica | |
| dc.title | Avaliação de técnicas de acoplamento parcial entre simuladores geomecânico e de fluxo | |
| dc.type | masterThesis | |
