[pt] ACOPLAMENTO HIDROMECÂNICO ADAPTATIVO EM SIMULAÇÕES NUMÉRICAS DE RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO

[en] ADAPTIVE HYDROMECHANICAL COUPLING IN PETROLEUM RESERVOIR SIMULATION

[pt] BISMARCK GOMES SOUZA JUNIOR

[pt] SIMULACAO DE RESERVATORIOS

[pt] ACOPLAMENTO HIDROMECANICO

[pt] GEOMECANICA DE RESERVATORIOS

[pt] ACOPLAMENTO ITERATIVO

[en] RESERVOIR SIMULATION

[en] HYDRO-MECHANICAL COUPLING

[en] RESERVOIR GEOMECHANICS

[en] EXPLICIT COUPLING

[pt] Dado o cenário cada vez mais complexo de extração de energia, o estudo de fenômenos acoplados em meios porosos tem tornado-se essencial na previsão do comportamento de meios geológicos. Diversas formas de acoplamento hidromecânico têm sido apresentadas nas últimas décadas visando, também, diminuir o tempo de execução das simulações numéricas sem impactar na representação do comportamento geomecânico do escoamento no meio poroso. Este trabalho deduz os parâmetros de acoplamento necessários para a troca de informações entre um simulador de fluxo e um geomecânico, considerando os efeitos térmicos, a anisotropia das propriedades elásticas e a compressibilidade dos grãos. Além disso, é proposta uma nova metodologia de acoplamento capaz de alternar dinamicamente entre dois métodos já existentes: o iterativo implícito e o iterativo sequencial. Foi chamada de acoplamento adaptativo e é baseada no comportamento dos parâmetros de acoplamento durante o processo iterativo. Essa metodologia foi verificada variando-se a discretização espacial, as condições de contorno e a relação permeabilidade-porosidade utilizando tanto um fluido monofásico quanto multifásico desprezando-se os efeitos térmicos e a anisotropia das rochas. Avaliou-se também o impacto da consideração das rochas adjacentes ao reservatório, da compressibilidade dos grãos e da utilização dessa metodologia para um caso real: o campo de Pituba. Com resultados próximos ao acoplamento iterativo implícito, o acoplamento adaptativo obteve uma redução média de 35 por cento no tempo de execução com diferenças relativas inferiores a 5 por cento para as variáveis analisadas. Já o acoplamento sequencial, que também foi utilizado em todos os casos apresentados, obteve uma redução de 50 por cento porém com diferenças superiores.

[en] The study of coupled phenomena in porous media has become essentialin predicting the behavior of geological media considering the increasinglycomplex scenario of energy extraction. Several ways of hydromechanical coupling have been presented in recent decades, also aiming to reduce the execution time of numerical simulations without impacting on the representationof geomechanical behavior in the flow in the porous medium. This workdeduces the coupling parameters necessary for the exchange of informationbetween a flow simulator and a geomechanical simulator, considering thethermal effects, anisotropy of elastic properties and compressibility of grains.In addition, a new coupling methodology is proposed and it capable of dynamically switch between two existing methods: iterative and sequential. Itis called adaptive coupling and is based on the behavior of coupling parameters during the iterative process. This methodology was verified by varyingspatial discretization, boundary conditions and permeability-porosity ratiousing both a single-phase and multiphase fluid neglecting thermal effectsand anisotropy of rocks. It was also evaluated the impact of the consideration of the surroundings rocks to the reservoir, grain compressibility andthe use of this methodology for a real case: Pituba field. Adaptive couplingachieved an average reduction of 35 percent in execution time with results close toiterative coupling and relative differences less than 5 percent. On the other hand,the sequential coupling which was also used in all cases presented obtaineda reduction of 50 percent, but with a higher differences.

SERGIO AUGUSTO BARRETO DA FONTOURA

NELSON INOUE

SERGIO AUGUSTO BARRETO DA FONTOURA

CELSO ROMANEL

EURIPEDES DO AMARAL VARGAS JUNIOR

NELSON INOUE

PHILIPPE REMY BERNARD DEVLOO

ERICK SLIS RAGGIO SANTOS

2025-02-13

2020-12-03

[pt] TEXTO

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PORTUGUÊS

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https://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.69375