Tese: Produtividade de poços em reservatórios de alta heterogeneidade de permeabilidade
Aluno(a) : Rodrigo Araujo Cardoso DiasOrientador(a): Angela Nieckele
Área de Concentração: Petróleo e Energia
Data: 12/05/2017
Link para tese/dissertação: http://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.32970
Resumo: Reservatórios de petróleo são meios porosos altamente heterogêneos. A determinação da produtividade de um poço acoplado ao reservatório é fundamental para a tomadas de decisão com relação a operação do mesmo. Tradicionalmente, a determinação do escoamento nessas situações é realizada utilizando a equação de Darcy. O grande sucesso do uso da equação de Darcy, infelizmente, levou sua aplicação para fora do âmbito dos problemas para os quais esta se aplica. A equação clássica de Darcy apresenta limitações quando aplicadas em meios porosos altamente heterogêneos, por exemplo com cavidades conectadas por redes de fraturas, com vugs e cavernas. Outra limitação de Darcy é quando os meios porosos são submetidos a altas pressões. Ao longo dos anos, outras modelagens foram propostas e derivadas de outros pontos de vista para tratar o escoamento em meios porosos, por exemplo, através do processo de média de volume ou através de teoria de mistura. O presente trabalho considera o processo de análise de escalas utilizando médias volumétricas em meios porosos para a obtenção de um conjunto de equações de conservação (massa e quantidade de movimento) mais geral para a determinação do escoamento. O modelo desenvolvido contabiliza termos adicionais para a equação de quantidade de movimento linear que são relevantes em várias situações práticas, e envolve a solução conjunta das equações de conservação. O acoplamento poço-reservatório é outro fator que pode afetar da determinação acurada da produtividade. Este acoplamento envolve um desafio numérico relacionado com o tratamento da grande diferença das escalas do poço e do reservatório. No modelo desenvolvido neste trabalho, o escoamento no reservatório é resolvido de forma acoplada ao escoamento ao longo do poço, considerando a possibilidade de utilização de diferentes tipos de completação. As previsões dos campos de pressão e velocidade, assim como a produtividade de poços de petróleo utilizando o modelo desenvolvido são comparadas com as previsões do modelo baseado na equação de Darcy. Mostra-se que para determinadas situações, em especial em reservatórios carbonáticos, altamente heterogêneos, grandes diferenças podem ser obtidas. A previsão da produtividade de um poço a partir da equação de Darcy pode ser significativamente super-estimada.