Descrição

A divulgação dos grandes reservatórios do pré-sal, que representam um novo potencial petrolífero para o país, trazem novos desafios científicos e tecnológicos que tendem a crescer durante a fase operacional. Assim, o desenvolvimento de pesquisa de fronteira de cunho multidisciplinar na área de simulação de reservatórios é base essencial para a exploração racional da riqueza gerada pela produção de óleo e gás.

Para isso a engenharia de reservatório apresenta um importante papel, pois um de seus objetivos é o estudo de novas estratégias e métodos para otimização da produção de hidrocarbonetos contidos no campo. Para realização deste objetivo é preciso prever o comportamento do reservatório durante todo o tempo de concessão, para uma melhor tomada de decisão sobre como desenvolver e produzir o petróleo, para isso, o desenvolvimento de modelos matemáticos e ferramentas computacionais para a simulação de reservatórios se apresenta como um tema de grande interesse.

A importância da geomecânica na engenharia de reservatórios de petróleo tem sido cada vez mais reconhecida. Neste tema, dois aspectos relevantes têm sido vastamente discutidos na literatura: a quantificação de incertezas e a modelagem acoplada. O processo de quantificação de incertezas para modelos multi-físicos de grande escala, como os modelos relacionados à geomecânica de reservatórios, requer uma atenção especial, principalmente, devido ao fato de comumente se deparar com cenários em que a disponibilidade de dados é nula ou escassa.

Nos reservatórios de petróleo sensíveis ao estado de tensões, extração e injeção de fluidos causam variações de pressões, temperaturas e saturações que podem afetar o estado de tensões causando deformações na rocha reservatório, modificando suas porosidade e permeabilidade. Este é, portanto, um problema acoplado onde o fluxo de fluidos no reservatório e o comportamento geomecânico da rocha das formações são inter-relacionados. Num sistema computacional que resolva este acoplamento, o módulo geomecânico terá o comportamento tensão-deformação da rocha dependente tanto das tensões atuantes como das pressões e saturações dos fluidos. Por outro lado, no módulo de fluxo, as permeabilidades e porosidades são atualizadas pelo módulo geomecânico.

Objetivos

O objetivo geral desta linha de pesquisa é desenvolver e aprimorar simuladores de reservatórios de petróleo sensíveis ao estado de tensões. Deseja-se avaliar as deformações na rocha reservatório e as modificações de porosidade e permeabilidade provocadas pela injeção e/ou extração de fluidos no reservatório. Nesta linha, duas estratégias serão seguidas:
- Estratégia 1: acoplar um programa de modelagem geomecânica (módulo mecânico do CODE_BRIGHT) a um simulador externo blackoil (fluxo imiscível de água-gás-óleo).
- Estratégia 2: considerar os fluxos de óleo e gás no módulo hidráulico do CODE_BRIGHT seguindo formulações localmente conservativas.