Modelagem Computacional de escoamento Bifásico em Meios Porosos Heterogêneos com Acoplamento Geomecânico

• Ano de defesa: 2007
• Autor(a) principal: Mendes, Marcos Alcoforado
• Tipo de documento: Tese
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Laboratório Nacional de Computação Científica; Serviço de Análise e Apoio a Formação de Recursos Humanos; BR; LNCC; Programa de Pós-Graduação em Modelagem Computacional
• Palavras-chave em Português: Recuperação Secundária do petróleo; Poromecânica; Hidrodinâmica; Meios porosos heterogêneos; CNPQ::CIENCIAS EXATAS E DA TERRA::CIENCIA DA COMPUTACAO::TEORIA DA COMPUTACAO::COMPUTABILIDADE E MODELOS DE COMPUTACAO
• Link de acesso: https://tede.lncc.br/handle/tede/76

Neste trabalho desenvolvemos a modelagem computacional dos fenômenos inerentes ao acoplamento hidromecânico que governam o escoamento de dois fluidos imiscíveis em uma matriz porosa heterogênea e deformável. As equações do modelo na escala de Darcy são decompostas em dois subsistemas associados a poromecânica e ao transporte dos fluidos. Neste contexto novos métodos numéricos são propostos para a computação da velocidade de Darcy baseados em técnicas de pós-processamento de Petrov-Galerkin em conjunção com métodos localmente conservativos para a equação hiperbólica de transporte da saturação aliados à técnica de decomposição de operadores para a computação dos efeitos da evolução temporal da porosidade induzidos pela deformação da matriz porosa sobre o transporte. As simulações numéricas do modelo resultante nos permite identificar diferentes regimes do acoplamento hidromecânico durante o processo de extração secundária de petróleo. Em particular analisamos a influência da razão de viscosidade entre os fluidos e da heterogeneidade da matriz porosa sobre os diferentes regimes de acoplamento. Dentre os vários fenômenos capturados no modelo damos particular ênfase ao surgimento de um processo de compactação retardada do reservatório devido à inundação de água onde, em particular, ilustramos seu efeito sobre as curvas de produção de petróleo. No contexto da modelagem estocástica analisamos também os efeitos das heterogeneidades e incertezas presentes nos coeficientes de permeabilidade e das constantes elásticas do meio poroso sobre os diferentes regimes do acoplamento geomecânico. A caracterização destes regimes governados pela razão de viscosidade e pelo coeficiente de variação das heterogeneidades é ilustrada por meio de simulações numéricas do processo de extração secundária de um reservatório sujeito ao peso das camadas superiores.