| dc.contributor | WILLMERSDORF, Ramiro Brito | |
| dc.contributor | http://lattes.cnpq.br/1420529287614139 | |
| dc.contributor | http://lattes.cnpq.br/8965627710203749 | |
| dc.creator | AGUIAR, Ana Maria Pôrto Oliveira de | |
| dc.date | 2019-09-02T20:37:43Z | |
| dc.date | 2019-09-02T20:37:43Z | |
| dc.date | 2018-06-14 | |
| dc.date.accessioned | 2022-10-06T18:52:55Z | |
| dc.date.available | 2022-10-06T18:52:55Z | |
| dc.identifier | https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/32123 | |
| dc.identifier.uri | http://repositorioslatinoamericanos.uchile.cl/handle/2250/3991827 | |
| dc.description | Ser capaz de prever o comportamento de reservatórios de petróleo é um grande desafio no processo de produção do óleo. Para isto, são realizados diversos estudos a fim de identificar as características petrofísicas dos reservatórios. Neste trabalho, será apresentado um estudo comparativo acerca do uso de diferentes parâmetros dinâmicos no processo de ajuste ao histórico de reservatórios de petróleo através da geoestatística. O processo de ajuste utilizado é baseado na Simulação e Co-simulação Sequencial Direta, que é capaz de gerar realizações estocásticas de um modelo estático. A Simulação e Co-simulação Sequencial Direta possibilita a simulação de variáveis contínuas sem necessidade de nenhuma transformação das variáveis originais, além de ser capaz de reproduzir o variograma e o histograma dos dados amostrais nas simulações. O ajuste ao histórico inicia-se com a geração de um conjunto de realizações estocásticas do campo de permeabilidade do reservatório, sendo este conjunto obtido através da Simulação Sequencial Direta. Posteriormente, simulações determinísticas de fluxo são realizadas a fim de se obter as respostas dinâmicas referentes a cada realização do reservatório. Calcula-se então o valor da função objetivo de forma a identificar quais respostas dinâmicas melhor se aproximam dos dados dinâmicos de referência. Desta forma, um processo iterativo é realizado utilizando a melhor realização do reservatório como informação secundária no processo de Co-simulação, gerando assim um novo conjunto de realizações estocásticas. As etapas são repetidas a fim de se obter uma realização ajustada (matched). Neste trabalho, é feita uma comparação dos resultados obtidos utilizando diferentes configurações dos dados de produção: dados do grupo produtor e dados dos poços produtores, parâmetros Corte de Água SC, Taxa Mensal de Óleo SC, Óleo Acumulado SC, Água Acumulada SC e Taxa Diária de Óleo SC. Também são comparados os resultados obtidos para diferentes algoritmos de ajuste ao histórico. | |
| dc.description | CAPES | |
| dc.description | Being able to predict an oil reservoir behavior is a huge challenge in the process of oil production. For this purpose, numerous researches are developed in order to identify petrophysical features of reservoirs. In this work, a comparative study about the use of different dynamic parameters in the process of oil reservoir history matching using geostatistics is presented. History matching process used in this work is based on Direct Sequential Simulation and Cosimulation, a geostatistical tool capable of generating stochastic realizations of a static model. Direct Sequential Simulation and Cosimulation allows simulations of continuous variables without the requirement of any transformation of original variables. Moreover, it’s capable of reproducing the variogram and histogram from samples during simulation process. History matching process starts with the generation of a set of stochastic realizations of reservoir permeability field. This set is obtained by Direct Sequential Simulation. After that, deterministic flow simulations are performed in order to obtain dynamic responses to each reservoir realization. The objective function value is calculated to identify which dynamic responses better fits reference dynamic data. Therefore, an iterative process is developed using the best reservoir realization as secondary information in Cosimulation process, generating a new set of stochastic realizations. These stages are repeated with the objective of obtaining a matched realization. In this work, a comparison of the results obtained by the use of different configurations of production data is presented: production group and production wells data, different parameters (Water Cut SC, Oil Rate SC – Monthly, Cumulative Oil SC, Cumulative Water SC, Oil Rate SC – Daily). A comparison of results from different history matching algorithms is also presented. | |
| 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 | openAccess | |
| 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 | Geoestatística | |
| dc.subject | Ajuste ao histórico | |
| dc.subject | Caracterização de reservatórios | |
| dc.subject | Simulação e co-simulação sequencial direta | |
| dc.subject | Simulação estocástica | |
| dc.title | Análise dos parâmetros dinâmicos utilizados no processo de ajuste ao histórico de reservatórios de petróleo através da geoestatística | |
| dc.type | masterThesis | |
