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Método multiescala e diagnóstico de escoamento para gerenciamento de reservatórios

Processo: 20/05437-1
Linha de fomento:Bolsas no Brasil - Pós-Doutorado
Vigência (Início): 01 de outubro de 2020
Vigência (Término): 30 de novembro de 2020
Área do conhecimento:Engenharias - Engenharia Mecânica
Convênio/Acordo: Equinor (antiga Statoil)
Pesquisador responsável:Philippe Remy Bernard Devloo
Beneficiário:Romulo Damasclin Chaves dos Santos
Instituição-sede: Centro de Estudos do Petróleo (CEPETRO). Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP). Campinas , SP, Brasil
Vinculado ao auxílio:17/15736-3 - Centro de Pesquisa em Engenharia em Reservatórios e Gerenciamento de Produção de Petróleo, AP.PCPE
Assunto(s):Escoamento   Ciência da computação   Engenharia de petróleo   Método dos elementos finitos   Diagnóstico   Reservatórios de petróleo   Geomecânica

Resumo

Este trabalho é uma continuação da tese de doutorado de Omar Duran Triana desenvolvida no LabMeC. Na sua tese, Dr. Duran desenvolveu as ferramentas numéricas para aplicar a técnica de aproximação MHM (Multiscale Hybrid Mixed method, desenvolvida por Diego Paredes do LNCC) combinada com uma aproximação de modelo reduzido (ROM) para a resposta geomecânica para simular escoamentos em reservatórios de petróleo bi-fásicos. As técnicas desenvolvidas na tese de Dr. Duran serão aplicadas para o desenvolvimento de simulador protótipo de reservatórios. O foco do projeto de pós doutorado será: desenvolvimento de malha computacional aplicada a um reservatório específico aproveitando a capacidade de simulação de malhas com qualquer topologia; orientar a malha tal que obtém boa qualidade de aproximação mesmo com malha pouca refinada; incluir representação explícita dos poços como condições de contorno; incorporar modelos reduzidos para representação do modelo geomecânico. Utilizaremos a simulação monofásica para otimizar a confecção da malha. Será utilizado um estimador de erro para avaliar a qualidade da malha. Espera-se que com a combinação dessas várias tecnologias possa-se desenvolver um simulador que permite avaliar múltiplas simulações do reservatório de forma eficiente, mantendo o controle do erro de aproximação; exploraremos a utilização de adaptação de malhas para ajustar a simulação a mudanças de estratégias de exploração do reservatório; iremos avaliar a utilização de aproximações MHM como precondicionador de aproximação a escala fina do reservatório. (AU)

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