Escoamento bifásico em reservatórios petrolíferos heterogêneos.

• Ano de defesa: 2006
• Autor(a) principal: BARBOSA, Enivaldo Santos.
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Universidade Federal de Campina Grande; Brasil; Centro de Ciências e Tecnologia - CCT; PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA QUÍMICA; UFCG
• Palavras-chave em Português: Reservatório petrolífero; Meios heterogêneos; Simulação numérica; Método dos volumes finitos; Escoamento bifásico; Rochas - propriedades; Equação integral do balanço global; Modelagem matemática - escoamento; Modelagem numérica; Derivada substantiva; Teorema da divergência; Método implícito de direções alternadas; Petroquímica; Engenharia de petróleo; Oil reservoir; Finite volume method; Biphasic flow; Mathematical modeling - flow; Implicit method of alternate directions; Engenharia Química.
• Link de acesso: http://dspace.sti.ufcg.edu.br:8080/jspui/handle/riufcg/2186

Este trabalho diz respeito à modelagem e simulação do processo de recuperação de petróleo em um reservatório petrolífero, no qual foi empregado o modelo de arranjos de poços de injeção e de produção de cincos pontos ou "five-spot", sendo a malha base formada por um quadrado com um poço produtor no dentro e o restante nos vértices do mesmo. Neste estudo, foi considerado que a distribuição da permeabilidade absoluta em 1/4 (um quarto) desta malha era igual aos outros 3/4 (três quartos). A modelagem matemática utilizada para descrever o escoamento bifásico (água-óleo) através de um meio poroso com heterogeneidade geológica correspondente a uma modificação no modelo utilizado por WENDLAND et al. (2001), no qual, basicamente, separa a equação de advecção e difusão em uma parte hiperbólica e outra parabólica. As equações diferenciais que compõem o modelo foram discretizados pelo método dos volumes finitos e os sistemas de equações resultantes foram resolvidos com auxilio de um esquema explicito para a parte hiperbólica e o método ADI (Alternating Direction Implicit) para a parte parabólica, ambos sendo executados em um programa computacional desenvolvido em MatLab. Foram avaliadas três situações distintas de distribuição da permeabilidade do reservatório petrolífero: a primeira com permeabilidade uniforme; segunda constituída de duas regiões de permeabilidade diferentes, sendo uma região quadrada e localizada no centro do reservatório e, por fim, a terceira situação onde foi definida uma permeabilidade da rocha aleatória variando entre 1,0.IO-12 m2 a l,0.10~8m2. Os resultados apresentados demonstram a aplicabilidade do método proposto e demonstrou ser capaz de prever o avanço de água no reservatório petrolífero nas distintas situações avaliadas. Em especial, no caso da distribuição randômica da permeabilidade absoluta da rocha reservatório, na qual foi evidenciada a presença de óleo residual aprisionado nas regiões de baixas permeabilidades, e como consequências afetam nas curvas de produção acumuladas.