INSIM Númerico

Campos 3D

Abstract

A complexidade estrutural e operacional para obtenção de dados geofísicos para a previsão de produção de poços de petróleo é um dos desafios presentes nos simuladores de fluxo tradicionais. Outro aspecto a ser considerado é o alto custo computacional associado a esta classe de simuladores. Em vista da indispensabilidade de simulações e previsões para decisões comerciais e projetivas sobre campos de petróleo, novos modelos surgem. Com o objetivo de reduzir a dependência do conhecimento sobre características físicas, novos simuladores foram desenvolvidos, combinando dados históricos e recursos computacionais. Essa abordagem deu origem aos chamados modelos híbridos, que, além de oferecerem uma alternativa eficiente, apresentam um custo computacional inferior aos métodos tradicionais. Entre estes surge a concepção do INSIM-FT [1]. 

Neste simulador o campo de petróleo é descrito como uma malha de unidades de controle, no qual os nós representam poços e as arestas representam suas conexões. Os parâmetros necessários para a implementação são a porosidade, a permeabilidade, a distância entre poços, o volume poroso do reservatório, a compressibilidade da rocha e do fluído. Baseados nessas informações obtemos os dados de entrada ou parâmetros de correspondência histórica que corresponde ao volume poroso entre poços e a transmissibilidade das conexões. A validação dos dados anteriores ocorre através de ajuste de histórico utilizando o método ES-MDA [1].