UM ESQUEMA DE VOLUMES FINITOS PARA A SIMULAÇÃO DE ESCOAMENTOS EM RESERVATÓRIOS NATURALMENTE FRATURADOS EM 2-D UTILIZANDO UM MODELO DE FRATURAS COM DIMENSÃO REDUZIDA
DOI:
https://doi.org/10.26512/ripe.v2i21.21704Palavras-chave:
Escoamento Bifásico de Água e Óleo. Rochas Naturalmente Fraturadas. Modelo de Fraturas com Dimensão Reduzida (LDFM). MPFA-O.Resumo
O problemado escoamentobifásico em reservatórios de petróleo, heterogêneos e anisotrópicos, pode ser descrito por um sistema de equações diferenciais parciais nãolineares. A modelagem deste problema representa um grande desafio, devido à complexidade dos ambientes deposicionais, incluindo camadas inclinadas e fraturas, que dificultam a construção de malhas estruturadas adequadas. No presente artigo, utilizou-se o Método de Volume Finitos com Aproximação do Fluxo por Múltiplos Pontos (MPFA-O) centrado na célula, o qual é capaz de lidar com tensores de permeabilidade completos e malhas poligonais arbitrárias, acoplado com um Modelo de Fraturas com Dimensão Reduzida (Lower-Dimensional Fracture Model - LDFM). O LDFM utiliza uma equação adicional associada à fratura que é tratada como uma entidade geométrica com dimensão inferior à do problema original, ou seja, para problemas em 2-D, a fratura tem apenas uma dimensão no espaço. Isso reduz consideravelmente o número de graus de liberdade do sistema. É importante observar que o campo de velocidades nas superfícies de controle que coincidem com as fraturas é dependente, tanto das pressões nas fraturas, quanto das pressões nos volumes de controle que representam a rocha matriz. A acurácia da formulação proposta foi verificada através da resolução de alguns problemas envolvendo uma matriz fraturada.
Downloads
Referências
Aavatsmark, I., Barkve, T., Bøe, O., & Mannseth, T., 1998. Discretization on unstructured grids for inhomogeneous, anisotropic media. Part I, Derivation of the methods, SIAM Journal on Scientific Computing, vol. 19(5), pp. 1717”“1736.
Ahmed, R., Edwards, M.G., Lamine, S., Huisman, B.A.H., & Pal, M., 2015. Control-volume distributed multi-point flux approximation coupled with a lower-dimensional fracture model, Journal of Computational Physics, vol. 284, pp. 462”“489.
Carvalho, D. K. E., 2005. Uma Formulação do Método dos Volumes Finitos com Estrutura de Dados por Aresta para a Simulação de Escoamentos em Meios Porosos, Tese de Doutorado, Universidade Federal de Pernambuco/Recife.
Contreras, F. R. L., Lyra, P. R. M., Souza, M. R. A., & Carvalho, D. K. E., 2016. A cell-centered multipoint flux approximation method with a diamond stencil coupled with a higher order finite volume method for the simulation of oil”“water displacements in heterogeneous and anisotropic petroleum reservoirs, Computers & Fluids, vol. 127, 1”“16.
Edwards, M. G, & Rogers, C. F., 1998. Finite volume discretization with imposed flux continuity for the general tensor pressure equation, Computational Geoscience, vol. 2(4), pp. 259”“290.
Ewing, R. E., 1983. The Mathematics of Reservoir Simulation. Richard E. Ewing ed., Frontiers in Applied Mathematics, vol. 1, SIAM, Philadelphia.
Ghorayeb, K., & Firoozabadi, A., 2000. Numerical study of natural convection and diffusion in fractured porous media, SPE Journal, vol. 5(1), pp. 12”“20.
Hægland, H., Assteerawatt, A., Dahle, H.K., Eigestad, G.T., & Helmig, R., 2009. Comparison of cell-and vertex-centered discretization methods for flow in a two-dimensional discrete-fracture-matrix system, Advances in Water Resources, vol. 32, pp. 1740”“1755.
Hoteit, H., & Firoozabadi, A., 2008. An efficient numerical model for incompressible two-phase flow in fractured media, Advances in Water Resources, vol. 31(6), pp. 891”“905.
Martin, V., Jaffré, J., & Roberts, J.E., 2005. Modelling fractures and barriers as interfaces for flow in porous media, SIAM Journal on Scientific Computing, vol. 26(5), pp. 1667”“1691.
Peaceman, D. W., 1977. Fundamentals of Numerical Reservoir Simulation, Elsevier Scientific Publishing Co., Developments in Petroleum Science, vol. 6, Amsterdam.
Sandve, T.H., Berre, I., & Nordbotten, J.M., 2012. An efficient multi-point flux approximation method for discrete fracture-matrix simulations, Journal of Computational Physics, vol. 231(9), pp. 3784”“3800.
Souza, 2015. Simulação Numérica de Escoamento Bifásico em Reservatórios de Petróleo Heterogêneos e Anisotrópicos Utilizando um Método de Volumes Finitos “Verdadeiramente” Multidimensional com Aproximação de Alta Ordem, Tese de Doutorado, Universidade Federal de Pernambuco/Recife.
Uleberg, K., & Kleppe, J. 1996. Dual porosity, dual permeability formulation for fractured reservoir simulation, Trondheim RUTH Seminar, Norwegian University of Science and Technology/Stavanger.
Unsal, E., Matthäi, S.K., & Blunt, M.J., 2010. Simulation of multiphase flow in fractured reservoirs using a fracture-only model with transfer functions, Computational Geosciences, vol. 14(4), pp. 527”“538.
Downloads
Publicado
Como Citar
Edição
Seção
Licença
Autores que publicam nesta revista concordam com os seguintes termos:
Autores mantém os direitos autorais e concedem à revista o direito de primeira publicação, sendo o trabalho simultaneamente licenciado sob a Creative Commons Attribution License o que permite o compartilhamento do trabalho com reconhecimento da autoria do trabalho e publicação inicial nesta revista.
Autores têm autorização para assumir contratos adicionais separadamente, para distribuição não-exclusiva da versão do trabalho publicada nesta revista (ex: publicar em repositório institucional ou como capítulo de livro), com reconhecimento de autoria e publicação inicial nesta revista.
Autores têm permissão e são estimulados a publicar e distribuir seu trabalho online (ex: em repositórios institucionais ou na sua página pessoal) a qualquer ponto antes ou durante o processo editorial, já que isso pode gerar alterações produtivas, bem como aumentar o impacto e a citação do trabalho publicado.
