Detalhes bibliográficos
| Ano de defesa: |
2019 |
| Autor(a) principal: |
LIMA, Raquel Oliveira |
| Orientador(a): |
GUIMARÃES, Leonardo José do Nascimento |
| Banca de defesa: |
Não Informado pela instituição |
| Tipo de documento: |
Dissertação
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| Tipo de acesso: |
Acesso embargado |
| Idioma: |
por |
| Instituição de defesa: |
Universidade Federal de Pernambuco
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| Programa de Pós-Graduação: |
Programa de Pos Graduacao em Engenharia Civil
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| Departamento: |
Não Informado pela instituição
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| País: |
Brasil
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| Palavras-chave em Português: |
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| Link de acesso: |
https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/34505
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Resumo: |
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. |
