INSIM Numérico

Um Simulador de Fluxo entre Poços com Abordagem Numérica no Cálculo do Perfil de Saturação

Resumen

Decisões importantes sobre a estratégia a ser adotada na exploração de um reservatório passam pela análise de diversos cenários de produção por meio de simulações numéricas. Portanto, é fundamental que o simulador seja computacionalmente eficiente, além de gerar resultados precisos. Surgem, assim, os modelos híbridos, que combinam propriedades físicas com modelos baseados em dados. Entre eles, destaca-se o INSIM-FT (Interwell Numeric Simulation Model with Front-Tracking) [1], uma versão aprimorada do modelo híbrido INSIM [3]. Nestes modelos, o reservatório é representado por volumes de controle, denominados nós principais, e pelas conexões entre estes nós. Em cada conexão, são definidos dois parâmetros: o volume poroso da conexão e a transmissibilidade, que são determinados por meio de um processo de ajuste de histórico e representam as propriedades físicas do reservatório na malha. Finalmente, o modelo resultante pode ser utilizado para simular a produção em diversos cenários. A simulação do INSIM-FT consta de duas etapas. Numa primeira etapa, é obtida uma estimativa de pressão nos nós principais. Seguidamente, os valores de pressão são utilizados numa segunda fase para determinar o perfil de saturação em cada uma das conexões. No INSIM-FT, o perfil de saturação é estimado por meio de um processo de Front-Tracking. No entanto, esse método apresenta algumas limitações, como a dificuldade de generalização para escoamento trifásico, incluindo o fluxo de gás, além da incorporação dos efeitos da compressibilidade no modelo. Além disso, o modelo não satisfaz, de forma geral, a lei de conservação de massa. Para superar as limitações do modelo, propomos a aplicação de métodos numéricos na segunda etapa do simulador. Para isso, cada aresta da malha definida no INSIM é subdividida em vários nós, denominados nós intermediários. Assim, nessa segunda etapa, a equação de transporte é resolvida em cada um dos nós, tanto intermediários quanto principais, favorecendo a conservação de massa de forma global. Além disso, a aplicação de métodos numéricos possibilita a generalização do modelo para cenários mais complexos. Outra vantagem é que o fluxo em cada aresta continua sendo definido pelos mesmos parâmetros do INSIM-FT, mantendo a quantidade de parâmetros reduzida em comparação aos métodos tradicionais. Para ilustrar a efetividade do método, considere um exemplo de reservatório com dois poços de completação única, sendo um injetor e um produtor, representados pelos pontos vermelhos na Figura 1. Outros nós principais que compõem a malha representando o reservatório, são definidos e ilustrados em roxo na mesma figura. Em cada conexão, são definidos 20 nós intermediários (ilustrados em verde), e os valores de transmissibilidade e volume poroso são dados por 1.028×10⁻¹³ e 31.25 m³, respectivamente. Em cada aresta, as curvas de permeabilidade relativa são idênticas, com expoentes de Corey para óleo e água de 1.5 e 3, respectivamente, e com permeabilidade relativa da água no ponto de saturação máxima de 0.7. [...]