[pt] ESTIMATIVA DE PARÂMETROS DE RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO A PARTIR DE MODELO TRANSIENTE NÃO ISOTÉRMICO

[en] ESTIMATIVE OF PETROLEUM RESERVOIR PARAMETERS FROM NONISOTHERMAL TRANSIENT MODEL

[pt] WILLER PLANAS GONCALVES

[pt] PROBLEMA INVERSO

[pt] AVALIACAO DE FORMACOES

[pt] RESERVATORIOS NAO ISOTERMICOS

[pt] RESERVATORIOS DE PETROLEO

[pt] ESCOAMENTO EM MEIOS POROSOS

[pt] OTIMIZACAO

[en] INVERSE PROBLEM

[en] PRODUCTION WELL TEST

[en] NON-ISOTHERMAL RESERVOIRS

[en] OIL RESERVOIRS

[en] FLOW THROUGH POROUS MEDIA

[en] OPTIMIZATION

[pt] Tradicionalmente, os testes de formação em poços de petróleo buscam caracterizar o campo de permeabilidades a partir da interpretação dos transientes de pressão (PTA) nos períodos de fluxo e estática baseados em modelos isotérmicos de escoamento em meios porosos. Com o avanço da instrumentação dos testes, registros mais precisos de temperatura passaram a estar disponíveis e fomentaram a pesquisa baseada em modelos não isotérmicos que possibilitaram a análise a partir dos transientes de temperatura (TTA). Além da caracterização de parâmetros do reservatório como permeabilidade e porosidade com a interpretação dos transientes de temperatura, os dados de pressão obtidos a partir de um modelo não isotérmico representa de forma mais fidedigna o fenômeno físico sobretudo quando os testes são submetidos a maiores diferenciais de pressão. Este trabalho consiste no desenvolvimento de um simulador para teste de formação que considera a modelagem não isotérmica de reservatório unidimensional radial acoplado a um poço produtor e na utilização deste simulador, associado a métodos de otimização multivariável, para resolução do problema inverso da caracterização de parâmetros do reservatório. Alguns métodos de otimização foram testados e o algoritmo do Simplex de Nelder-Mead apresentou melhor eficácia. Foram estabelecidos três tipos de problemas e utilizados em três casos hipotéticos considerando inclusive a imposição artificial de ruídos nos sinais de pressão e temperatura utilizados para resolução do problema inverso.

[en] Traditionally, oil well formation tests aim to characterize the reservoir permeability field from pressure transient analysis (PTA) of drawdown and build up based on isothermal flow models in porous media. With the advancement of well test instrumentation, more accurate temperature records became available and have encouraged researches based on non-isothermal models that made possible the temperature transient analysis (TTA). In addition to the characterization of reservoir parameters such as permeability and porosity by TTA, the pressure data obtained from a non-isothermal model represent better the physical phenomenon, especially when the tests are subjected to greater drawdowns. This work consists in the development of a simulator for formation test that considers non-isothermal modeling of a unidimensional radial reservoir coupled to a production well and in the use of this simulator, associated with multivariable optimization methods, to solve the inverse problem of reservoir parameters characterization. Some optimization methods were tested and the Nelder-Mead Simplex algorithm presented better efficiency. Three types of problems were established and used in three hypothetical cases, including artificially imposed noise in pressure and temperature signals used to solve the inverse problem.

MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO

ABELARDO BORGES BARRETO JR

MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO

IVAN FABIO MOTA DE MENEZES

ABELARDO BORGES BARRETO JR

DIEGO FELIPE BARBOSA DE OLIVEIRA

2021-05-19

2020-10-02

[pt] TEXTO

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PORTUGUÊS

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https://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.52799