Orientador: Fernando Rodriguez de la Garza

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Mecanica

Resumo: Os simuladores numéricos de reservatórios, de modo geral, utilizam modelos de poço cujo desenvolvimento é baseado no fluxo monofásico. Normalmente esta aproximação é satisfatória, mas em certas condições podemos incorrer em erros significativos no cálculo das vazões dos fluidos e pressão de...

Resumo: Os simuladores numéricos de reservatórios, de modo geral, utilizam modelos de poço cujo desenvolvimento é baseado no fluxo monofásico. Normalmente esta aproximação é satisfatória, mas em certas condições podemos incorrer em erros significativos no cálculo das vazões dos fluidos e pressão de fluxo no poço. Tal fato ocorre quando se tem gradientes elevados de pressão e saturação próximo aos poços, devido às condições de produção, aliado à utilização de malha cartesiana com blocos relativamente grandes. No presente estudo, pretende-se estender os conceitos oriundos da teoria de teste em poços em condições de fluxo multifásico, para obter um modelo de poço multifásico, utilizável em simulação numérica de reservatórios. O modelo proposto neste trabalho, estima saturações e pressões a partir de uma equação que relaciona saturação e pressão, equação esta, obtida através da combinação adequada das equações diferenciais da difusividade do óleo e do gás. O ponto de partida do cálculo analítico, para a obtenção dos perfis de pressão e saturação, é a posição na qual ocorre a pressão e a saturação calculados pelo simulador, para o bloco do poço. Esta posição foi também objeto de análise do presente estudo. A partir deste ponto até o poço, obtem-se os perfis detalhados de pressão e saturação e calcula-se as vazões de óleo e gás através de integração numérica. São discutidas as condições de aplicação do método proposto, bem como um procedimento para sua utilização

Abstract: Numerical reservoir simulators, in general, use well models based on extensions of single-phase flow relations to the multiphase flow problem. Normaly, this approach is satisfatory, but under certain conditions, significatives erros in the calculation of rate of fluids and weflbore...

Abstract: Numerical reservoir simulators, in general, use well models based on extensions of single-phase flow relations to the multiphase flow problem. Normaly, this approach is satisfatory, but under certain conditions, significatives erros in the calculation of rate of fluids and weflbore pressure may happen. This occurs, wher we have high pressure and saturation gradients in the neighborhood of the wells, by the prodution condition and use of an orthogonal grid with large well block. This study, extends well testing concepts for multiphase flow, in order to develop a multiphase well model for numerical reservoir simulation applications. The well model presented in this work calculates saturations and pressures throug an equation to relate saturation and pressure. This equation is obtained by combination of oil and gas difusivity equations. The start point of the analitical calculation in order to obtain the pressure and saturation distribution is the position of the well block pressure and saturation calculated by the simulator. This position has been object of analyse in this present study. With pressure and saturation distribution, oil and gas rates can be calculated by numerical integration. The conditions for application of the proposed method and the procedure for its utilization are described